Introducción - Centro de Documentación OLADE -...
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Introducción
Bolivia ha logrado transformar de forma radical su sector
eléctrico en un período relativamente breve. De un sector
caracterizado por bajos niveles de inversión que traía como
consecuencia una baja cobertura e interrupciones frecuentes
por falta de capacidad de generación, se ha logrado
incrementar los parámetros de servicio, aumentar la
penetración y reducir los costos de la energía de forma
significativa. Esto se ha logrado mediante una agresiva
política de atracción de inversiones y reforma del marco
regulatorio e institucional que puede considerarse muy
exitosa. El sector aún encara desequilibrios que deben ser
corregidos pero los actores, tanto el Estado como los
operadores, están dispuestos a enfrentarlos para garantizar
la salud de la industria en el mediano y largo plazo. En el
presente informe1 se analiza el Sector Eléctrico Boliviano,
contrastando los instrumentos legales vigentes, lo que
efectivamente ocurre en la práctica, y el comportamiento de
los distintos actores que justifica estas diferencias. El presente
estudio tiene como objetivo presentar el marco regulatorio,
el ambiente comercial, las estructuras e instituciones del
sector eléctrico boliviano, así como opciones de políticas
públicas para lograr una industria saludable tanto en el
mediano como en el largo plazo.
Para dar un panorama completo, se presentan los cambios
de la política económica y su incidencia sobre la regulación
del sector a partir de 1994, con la promulgación de nuevas
leyes que marcan el inicio de la reestructuración del mismo.
Luego se señalan los cambios de propiedad que ha logrado
incentivar un importante volumen de inversiones en las
actividades de la industria.
En la actividad de generación se ha producido una elevada
competencia, registrándose hoy en día una importante
reducción de los precios de generación. La existencia de
sobreoferta de capacidad asociada a plantas hidroeléctricas
que puede generar excedentes de energía en períodos
lluviosos pero un déficit en períodos secos, enfatiza la
necesidad de Bolivia de concretar transacciones
internacionales de energía, poniéndose de manifiesto la
necesidad de adoptar la Decisión CAN 536 "Marco General
para la Interconexión Subregional de Sistemas Eléctricos e
Intercambio Intracomunitario de Electricidad" a fin de
integrarse eléctricamente con sus socios andinos.
En la actividad de transmisión se han iniciado importantes
expansiones para incrementar la confiabilidad del servicio
y reducir la congestión en algunos puntos de la red. Es
necesario, sin embargo, ampliar la cobertura del Sistema
Interconectado Nacional (SIN) para integrar a la red a
importantes sistemas aislados, por ejemplo Trinidad y Tarija,
los cuales requieren de importantes subsidios a los
combustibles para poder ofrecer el servicio a precios similares
a los ofrecidos en el SIN. En el área de distribución se
requiere ampliar las redes para incorporar a las zonas
periurbanas y rurales para continuar con los logros en
aumento de cobertura registrados en los últimos años.
En este análisis se presenta una introducción de la evolución
del sector, la descripción de los actores que intervienen en
el mismo, una explicación de los regímenes de precios y
mercados existentes, descripción de las metodologías
tarifarias vigentes para cada actividad de generación,
transmisión y distribución, resumen de las normas de calidad
del servicio y los temas asociados a la electrificación rural.
01 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
1 Este informe fue elaborado por Alberto Levy, Ejecutivo Principal de la Dirección de Políticas Sectoriales de Infraestructura, de la Vicepresidenciade Infraestructura, y por María Carolina Betancourt García, como parte de la pasantía realizada en la Corporación Andina de Fomento. Lainformación que sirvió de base para la elaboración del presente informe fue obtenida directamente de varios de los actores a través deentrevistas realizadas en noviembre de 2003. También se obtuvo información a través de Internet y por medio de la revisión de las páginasweb de la Superintendencia de Electricidad y del Comité Nacional de Despacho de Carga. Los autores desean agradecer enormemente aGonzalo Flores y a Emma Zegarra, ambos de la Representación de la CAF en Bolivia, por su valiosa colaboración para la elaboración deeste informe. También desean agradecer especialmente al Viceministro de Electricidad y Energía Alternativa, Carlos Romero; al Director deMercado Eléctrico Mayorista, José Salazar Trigo; a Jorge Cordero del Comité Nacional de Despacho de Carga y a Karla Würth de Indacocheay Asociados así como a funcionarios de las siguientes empresas: CRE, COBEE, Elfec, Empresa Guaracachi, Hidroeléctrica Boliviana, TDEy Valle Hermoso por haber compartido con nosotros su conocimiento y reflexiones sobre la situación de la industria y los mecanismos paraincrementar su sustentabilidad en el largo plazo.
Evolución del Sector Eléctrico
La República de Bolivia, tiene una extensión territorial de
1.098.581 km•, y se encuentra situada en la región central
de Sudamérica, limita al norte y al este con Brasil, al sureste
con Paraguay, al sur con Argentina, al oeste con Perú y al
suroeste con Chile. La capital constitucional es Sucre y la
sede del gobierno es La Paz. Según el último Censo del
año 2001, el país cuenta con 8.274.325 habitantes, con una
tasa de crecimiento interanual promedio de 2,74% para el
período 1992-2001. Del total de la población 62% viven en
áreas urbanas.
La economía boliviana ha cambiado radicalmente su perfil
macro y microeconómico. De presentar niveles de
hiperinflación y tasas negativas de variación de su Producto
Interno Bruto durante el período 1981-1986, se registró una
mejoría general a partir de 1985 con la introducción de
políticas orientadas al desarrollo de los mercados. Se controló
el déficit fiscal y las cuentas externas, lográndose reducir la
inflación de 11.700% en 1985 a un 20% en 1988.
En 2003, la inf lación cerró en menos de 4%.
A nivel micro, se asignó la responsabilidad de las actividades
productivas y comerciales al sector privado, manteniendo
como responsabilidad del Estado las funciones normativas
y de regulación, alcanzando tasas positivas de variación del
PIB a partir de 1987. En el marco de la apertura se da
impulso al programa de transferencia de actividades al sector
privado. En marzo de 1994 se aprueba el decreto de
privatizaciones y el gobierno da inicio a la capitalización de
empresas del sector eléctrico, de la exploración, explotación,
transporte y distribución de hidrocarburos, la línea aérea
Lloyd Aéreo Boliviano, la compañía telefónica ENTEL,
compañías de ferrocarriles y de agua. La política de libre
mercado acompañada de una disciplina fiscal se siguió
aplicando, permitiendo mantener niveles de inflación de un
solo dígito y tasa de crecimiento del PIB de 3,43% promedio
durante el período 1987-2003. (Gráfico 1 y Gráfico 2)
El Sector Eléctrico, antes de 1994, se caracterizó por tener
empresas públicas y privadas, integradas verticalmente, con
una importante participación del Estado a través de la estatal
Empresa Nacional de Electricidad. ENDE fué creada con el
propósito de planificar, construir y operar centrales de
generación y líneas de transmisión. La distribución la
realizaban empresas cooperativas, empresas privadas o la
propia ENDE. La regulación se realizaba con base en lo
establecido en el Código de Electricidad promulgado en
1968. Esta estructura del Sector Eléctrico permitió su
desarrollo. Se presentaron, sin embargo, problemas que se
evidenciaron en una baja tasa de cobertura eléctrica ubicada
en 56%, tarifas distorsionadas por no reflejar el costo del
servicio, marco de regulación débil y carencia de incentivos
2 Serie Reformas Económicas. Inversión y Productividad en la Industria Boliviana de Electricidad. Gover Barja Daza. Febrero 1999.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 02
Gráfico 2. Variación del Producto Interno Bruto de Bolivia
Fuente: Instituto Nacional de Estadística
25%
20%
15%
10%
5%
0%1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Jul-2003
Gráfico 1. Tasa de Inflación Boliviana
1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 1er Trim2003
6,00%
4,00%
2,00%
0,00%
-2,00%
-4,00%
-6,00%
Fuente: Instituto Nacional de Estadística
03 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
3 Ley Marco de Capitalización N° 1.544 de fecha 21 de marzo de 1994.
4 Ley N° 1600, de fecha 28 de octubre de 1994.
5 Ley 1604, de fecha 21 de diciembre de 1994.
6 "La Capitalización se traduce como el fomento del crecimiento económico mediante la asociación entre el Estado e inversionistas privados, en laque el Estado aporta con sus empresas públicas y el inversionista aporta con un capital por un monto igual al valor de mercado de las empresaspúblicas, creando así una empresa con doble valor y el inversionista recibe el 50% de las acciones y el control de administración de la empresa".Serie Reformas Económicas. Inversión y Productividad en la Industria Boliviana de Electricidad. Gover Barja Daza. Febrero 1999.
DEMANDA
Distribuidores ConsumidoresNo Regulados
Transmisión
Generadores
OFERTA
Administracióny Operac ión
CNDC
Regulador
Superintendenciade Electricidad
Normativo
Vice Ministeriode Electricidad
Figura 1. Esquema de Actores Sector Eléctrico Boliviano
La reforma del Sector Eléctrico se inicia en 1994 con la
promulgación de la Ley Marco de Capitalización3, la Ley de
Sistemas de Regulación Sectorial (SIRESE)4, la Ley de
Electricidad5 y sus reglamentos. Estos instrumentos legales
determinaron la desagregación de las actividades de la
Industria Eléctrica, el proceso de capitalización6 (generación)
y privatización (transmisión y distribución) de ENDE, así
como la introducción de competencia en generación. Se
crea la Superintendencia de Electricidad (SE) como organismo
regulador del Sector Eléctrico Boliviano, y el Comité Nacional
de Despacho de Carga (CNDC) como entidad operadora y
administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y
operadora de la red del Sistema Interconectado Nacional
(SIN).
El proceso de capitalización y privatización iniciado en 1994
permitió estimular las inversiones en el sector eléctrico. En
este sentido los nuevos inversionistas se comprometieron
a ejecutar programas de inversiones orientados a la
consecución de políticas públicas acordadas con el Estado.
Las inversiones fueron cumplidas o incluso excedidas. La
inversión comprometida de Corani,S.A. aún se está
evaluando.
Actores que Intervienen en el Sector
Eléctrico Boliviano
Los actores que intervienen en el Sector Eléctrico
Boliviano son: por el lado de la demanda los consumidores
no regulados (demandas mayores a 1MW) y los
consumidores regulados, a través de las empresas de
distribución. Por el lado de la oferta los generadores,
estableciéndose la vinculación de la demanda y la oferta
a través de la empresa de transmisión, y para garantizar
el funcionamiento del sector se encuentran instituciones
u organismos encargados de velar por el cumplimiento
de su normativa, ejercer la regulación del mismo, y realizar
la administración y operación del mercado mayorista.
En la Figura 1 se presenta el esquema de actores que
intervienen en el Sector Eléctrico Boliviano y las interrelaciones
que se presentan entre los mismos.
Las inversiones totales realizadas en el Sector Eléctrico
durante 1995-2003 fueron de MMUS$ 647, las cuales se
caracterizaron por tener una tendencia creciente alcanzando
su valor máximo anual en 1999 por un monto de MMUS$
176, para ir decreciendo en valor a partir del año 2000
(Cuadro 1). La actividad con mayor participación porcentual
en el total de inversiones realizadas durante el período en
referencia, es la de generación con un 61%, siguiéndole la
distribución con un 37% y la transmisión con un 2%. (Gráfico
3). Estas variaciones de inversión anual corresponden a los
ciclos propios de la industria donde se producen períodos
de expansión asociados a expectativas de crecimiento de
la demanda que producen un exceso de capacidad. Esto
conlleva a una remuneración relativamente menor al capital
lo que reduce el ritmo de inversiones hasta que el exceso
de capacidad se remueve por el crecimiento de la demanda
y suben los precios, iniciándose un nuevo ciclo de inversiones.
7 Decreto Supremo N° 24043. Reglamento de Concesiones, Licencias y Licencias Provisionales. Artículo 4.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 04
Estas inversiones produjeron el sistema que se observa en la
Ilustración 1. En la misma se aprecia un sistema interconectado
básicamente radial que parte del departamento de La Paz con
una línea de 115, llega a Oruro de donde continúa hasta Potosí
y de donde parte una línea en 230 kV hacia Santa Cruz. Hay
un pequeño anillo en 115 que refuerza parcialmente la
interconexión con Santa Cruz hasta Cochabamba y que conecta
las principales plantas del país: Guaracachi, Bulo Bulo, Valle
Hermoso, Corani y Santa Isabel. Las nuevas líneas a construir
por la empresa ISA-Bolivia resultantes de un proceso de
licitación, cruzan el departamento de Cochabamba y llegan a
Sucre, creando un anillo adicional a 230 kV que permite una
mayor transferencia desde y hacia la zona sur del país.
Adicionalmente se refuerza el enlace entre Carrasco y Santa
Cruz, permitiendo la transferencia de energía desde y hacia
Santa Cruz, aprovechando mejor los recursos de generación
hidro y térmica, reduciendo la congestión en la línea existente
y equilibrando los precios en el SIN.
Actividad de Generación
La generación representa el proceso de producción de electricidad
en centrales termoeléctricas o hidroeléctricas. Para efectos de
la Ley de Electricidad, la Generación en el Sistema Interconectado
Nacional y la destinada a la exportación, constituye la producción
y venta de un bien privado intangible. La distinción entre un bien
y un servicio es importante, en particular en lo relacionado con
la imposición de fases y aranceles. Las Empresas de Generación
requieren de una licencia para ejercer la actividad, cuando la
potencia instalada sea superior a 300 KW7 , limite que podrá ser
modificado por el Superintendente de Electricidad, con base en
la evolución del mercado. La Actividad de Generación esta sujeta
a la competencia y debe ejercerse de manera exclusiva, es decir
el titular sólo puede estar en el negocio de generación, siendo
la única excepción el caso de los sistemas aislados en donde
la Ley permite la integración vertical.
180.000
160.000
140.000
120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
01995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Mile
s de
US$
Generación Transmisión Distribución
Gráfico 3. Inversiones Totales Sector Eléctrico Boliviano 1995-2001
Fuente: Superintendencia de Electricidad
Cuadro 1. Inversiones Ejecutadas por Actividades (en miles de US$)
ActividadGeneraciónTransmisiónDistribuciónTotal
19952.192
00
2.192
199623.891
026.35350.243
199753.12811.42538.461
103.014
199876.052
038.932114.983
1999132.872
042.725
175.597
200045.981
042.51988.501
200126.089
027.64953.738
200233.585
025.66159.245
2003*-2.1902.575ND385
Total Acumulado
391.600
14.000
242.300
647.900Fuente: Informe de Gestión 1996-2003 y Página Web Superintendencia de Electricidad, cálculos propios; (*) Datos al primer trimestre 2003 que incluye la desincorporación de dos unidades
de Guaracachi. ND: No Disponible
Con base en lo establecido en la Ley Eléctrica8 una Licenciaes el acto administrativo por el cual la Superintendencia deElectricidad, a nombre del Estado Boliviano, otorga a unapersona individual o colectiva el derecho de ejercer laactividad de Generación.9 Adicionalmente, la Ley estableceque para operar en el Sistema Interconectado el Generadordeberá cumplir con las siguientes condiciones:
a. Estar conectado al Sistema Troncal de Interconexión, mediante las respectivas líneas de transmisión, asumiendo
los correspondientes costos.b. Cumplir con las disposiciones del Comité Nacional de
Despacho de Carga, siendo necesario que entreguentoda su producción al mismo, declarando la disponibilidadde las centrales de Generación.
c. Los accionistas o representantes de las empresas de Generación, no podrán ser titulares de la propiedad deéstas, en más del treinta y cinco por ciento (35%) de la capacidad instalada del Sistema Interconectado Nacional,en forma individual o conjunta. Se exceptúo de está limitación la capacidad instalada destinada a la exportación. La Superintendencia de Electricidad podráautorizar que este límite sea excedido temporalmente cuando, por la magnitud de nuevos proyectos, la participación de alguna empresa de Generación alcanceun valor superior al establecido.
Un generador podrá suscribir contratos de compra-venta deelectricidad con otros Generadores, Distribuidores oConsumidores No Regulados.
05 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
8 Ley 1604, de fecha 21 de diciembre de 1994. Artículo 2: Definiciones.
9 El otorgamiento de una licencia, al igual que el de la concesión, está sujeto al pago de un derecho que estará definido en el contratorespectivo, y los montos recaudados por este concepto serán depositados en una cuenta bancaria de la Superintendencia de Electricidad,con destino al financiamiento de proyectos de electrificación en el área rural.
Ilustración 1. Sistema Interconectado Nacional actual y con proyectos de líneas de transmisión
Inversiones en generación
Como se mencionó anteriormente, la actividad quemayores inversiones atrajo Bolivia desde la apertura delmercado se realizaron tanto en nuevas plantas como enla modernización de plantas existentes. En todos loscasos las inversiones superaron los montos acordadosinicialmente, como se puede apreciar en el Gráfico 4. Eltotal de la inversión en generación presentó sus mayoresvalores durante 1995-1999, con una tendencia crecientede los mismos. Para el período 2000-2001 se continúanrealizando las inversiones registrándose menores valoresde las mismas, como se puede observar en el Gráfico5.
Propiedad de las Empresas de Generación
La totalidad de las empresas de generación conectadas al sistema
interconectado son de propiedad o son controladas por el sector
privado. Las empresas generadoras de los sistemas aislados son
de propiedad pública o municipal. Las empresas son las siguientes:
1. Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A. - COBEE/BPCo.
El capital accionario pertenece en 100% a la empresa NRG de
Estados Unidos. Antes de la capitalización fue dividida en
generación y distribución, siendo esta última la actual empresa
Electropaz, con quién mantiene un contrato de suministro negociado
entre las partes y el cual expira en 2007. El contrato, que también
incluye a la empresa ELFEO de Oruro, es remunerado por el
sistema regulatorio anterior que remunera los costos más una
rentabilidad del 9% (Cost-Plus). Este arreglo ha servido muy bien
a COBEE debido a que los ingresos de esta empresa no han
sufrido la volatilidad de precios que ha caracterizado al mercado
mayorista eléctrico. Posee una central hidroeléctrica compuesto
por diez plantas en cascada en el Valle de Zongo, cercano a La
Paz, que suman 183.3 MW. También posee unas turbinas a gas
en Kenko de 30 MW pero se pueden obtener únicamente unos
18 MW por la degradación de la eficiencia debido a la altura en
la que se encuentran instaladas. Estas Turbinas fueron colocadas
para compensar un retraso en la entrada de nueva generación
de Zongo y se le permitió depreciarse en 10 años, en vez de los
20 años aplicables a todas las turbinas en Bolivia.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 06
100.000,00
90.000,00
80.000,00
70.000,0060.000,0050.000,00
40.000,00
30.000,00
20.000,0010.000,00
0,00Empresa Eléctrica
CORANI S.A.(1)
Empresa EléctricaGUARACACHI S.A.
COBEE BPco CIA Eléctrica CentralBULO-BULO (2)
Hidroeléctrica BolivianaS.A. (3)
SYNERGIA S.A. Río Eléctrico S.A. (4) GENERGYS (5)Empresa EléctricaValle Hermoso S.A.
Mile
s de
US$
Notas: (1) Ejecución a febrero de 2000. A noviembre de 2003 se completaron las inversiones comprometidas; (2) Ejecución a enero de 2000; (3) Ejecución a septiembre de 2002; (4) Ejecución
a abril de 2001; (5) Ejecución a diciembre de 2000. Fuente: Superintendencia de Electricidad
Inversión AcumuladaInversión Comprometida
Gráfico 4. Inversiones en Generación acumuladas del período 1995-2002
140.000,00
120.000,00
100.000,00
80.000,00
60.000,00
40.000,00
20.000,00
0,001995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
2192,20
23.890,50
53.127,90
76.051,90
132.872,10
45.981,20
26.089,20
33.584,60
Mile
s de
US$
Gráfico 5. Total Inversiones en Generación 1995-2002
Fuente: Superintendencia de Electricidad
2. Empresa Eléctrica Valle Hermoso S.A. - EVH. Posee dos
complejos termoeléctricos, Valle Hermoso y Carrasco. El
primero está compuesto por cinco turbinas Frame 5 de GE
que suman 72 MW y el segundo está compuesto por 2
unidades de 55 Siemens V-643. Este último tipo de unidad
es la que fija el pago por capacidad en Bolivia en el período
actual, tal como se describe la sección del mercado mayorista
más adelante. La participación en el grupo está dividida en
proporciones iguales entre el fondo de pensiones de los
trabajadores, creado con los fondos provenientes de la
capitalización, y por Bolivia Generating Group quién compró
la participación accionaria a la Empresa Constellation de
Estados Unidos. Bolivia Generating Group pertenece a una
empresa boliviana, Panamerican Securities.
3. Empresa de Generación Guaracachi S.A. - EGSA: Al
momento de su capitalización, el grupo económico que
adquirió el 50% de las acciones fue Energy Initiatives Inc.
de Estados Unidos. Posteriormente fue vendida a First
Energy. Está conformada por tres centrales termoeléctricas,
Guaracachi de 290 MW; Aranjuez, de 42 MW y
Karachipampa, de 26 MW. La primera de ella sirve a la
ciudad de Santa Cruz de la Sierra y en una porción
significativa del tiempo entra como unidad forzada debido
a las limitaciones en la capacidad de transmisión. La nueva
línea Carrasco-Urubó a ser construía por ISA-Bolivia
solventaría esta situación. Esta empresa vendió dos turbinas
de 20 MW en diciembre de 2002 debido a que las mismas
no eran despachadas por restricciones de transmisión e
insuficiente demanda en Santa Cruz.
4. Sociedad Industrial Energética y Comercial Andina S.A.
- SYNERGIA S.A. Posee una planta hidroeléctrica cerca de
Cochabamba de 7.6 MW haciendo uso de una caída bruta
de 1.210 metros, la más alta de Bolivia.
5. Empresa Río Eléctrico S.A. - ERESA. Posee un complejo
hidroeléctrico compuesto por varias plantas de pequeño
tamaño y que suman 18.5 MW. Está ubicado cerca de la
S/E Punutuma en el Departamento de Potosí. Las nuevas
líneas Santibáñez-Sucre y Sucre Putunuma van a permitir
una mejor transferencia de energía desde y hacia esta zona
y también permitiría alimentar al Proyecto San Cristóbal,
una mina a cielo abierto que produciría los minerales plata
y zinc para su exportación. Este proyecto minero a cielo
abierto, considerado el más grande del mundo para estos
metales, aún se encuentra bajo estudio por lo que la
manifestación de esta carga está aún bajo consideración.
Una línea adicional entre la S/E Punutuma y San Cristóbal
permitiría la transferencia de hasta 80 MW, que coincide con
la demanda estimada de esta planta.
6. Compañía Eléctrica Central Bulo Bulo S.A. - CECBB S.A.
Esta empresa inicialmente pertenecía a NGR de Estados
Unidos en un 30%, a Vattenfall AB del gobierno de Suecia
también en un 30%, y a Panamerican Energy en 40%,cuyo
socio mayoritario es BP. Es dueño de la Central Termoeléctrica
Bulo Bulo de 84 MW, ubicada junto a los yacimientos de gas
natural de Carrasco de los cuales se alimenta. Consiste en
dos unidades de alta eficiencia GE LM6000 aeroderivadas.
Recientemente, Panamerican Energy adquirió las acciones
de los otros dos socios.
La situación de esta planta es muy particular debido a que
existe una integración entre los sectores de gas natural y
eléctrico. Como se va a elaborar posteriormente, la normativa
boliviana no permite una integración vertical entre actividades
del sector eléctrico pero no limita la integración horizontal
entre los sectores eléctricos y de gas natural, lo que crea
una dinámica muy importante de la segunda industria sobre
la primera.10
7. Empresa Corani S.A. - CORANI. Posee dos complejos
hidroeléctricos que suman 126 MW: Fue creada en julio de
1995, a partir de la capitalización de la Empresa Nacional
de Electricidad S.A. El propietario del 50% de sus acciones
con derecho de administración de la empresa, es Duke
Energy Int. de EE.UU. El 50% restante de los accionistas
son personas privadas y Administradoras de Fondos de
Pensiones de Bolivia. Las acciones de la Empresa Corani
S.A. están cotizadas en la Bolsa Boliviana de Valores y estas
transacciones son fiscalizadas por la superintendencia de
07 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
10 La empresa Panamerican Energy requiere "utilizar el gas" para poder extraer los líquidos que poseen un elevado valor en el mercado nacional e internacional.La alternativa de inyectarlo es muy costosa y la de ventearlo está prohibido por lo que su utilización en una planta eléctrica es la alternativa más viable. Paraasegurar el despacho, y por consiguiente la mayor utilización posible de gas natural, la empresa declara un valor cero para el costo del combustible y únicamentedeclara el costo del transporte (que por cierto no utiliza), el cual es de 0,41$/cf. Algunos actores argumentan que esta estrategia puede ser considerada comodumping. Esta estrategia, sin embargo, responde a dinámicas competitivas para lograr el mayor despacho posible dado el exceso de recursos disponibles en elsistema, lo que ha ocasionado que las unidades marginales sean unidades hidráulicas con menores costos variables. Este arbitraje entre ambos sectores y entrelos precios nacionales e internacionales no se considera, por lo tanto, que pueda tratarse de una estrategia anticompetitiva para sacar a actores del mercado.Se estima que una vez se recupere la demanda o que los recursos de generación se vuelvan más escasos, como efectivamente ha ocurrido en noviembre de2003 cuando los embalses han llegado a sus cotas mínimas, los precios deberían subir.
8. Hidroeléctrica Boliviana S.A. Posee un complejo
hidroeléctrico de 87 MW, compuesto por tres unidades
ubicadas al norte de La Paz. Tenaska International de Omaha,
Nebraska es dueña del 85% de las acciones. Este es el
primer “project finance” exitoso de Bolivia, habiendo colocado
en el mercado 65 MM US$ en bonos a 12 años con un cupón
de 10 • anual pagado semestralmente. A partir de 2005 y
hasta el 2013 se empieza a repagar la mitad del capital. Al
final del período se termina de cancelar la mitad restante.
9. Otras. ENDE, la antigua empresa estatal, aún conserva
activos en sistemas aislados, siendo los más importantes
los de Tarija, Trinidad, San Borja y Cobija. Los municipios
también son dueños de algunos sistemas aislados. En total,
los sistemas aislados tienen unos 112 MW de capacidad
instalada, lo que representa cerca del 8% de la capacidad
de generación total de Bolivia.
Oferta de Electricidad
En la Tabla 1 se presentan las principales características de
las unidades de generación termoeléctricas de Bolivia
correspondiente al año 2002, donde se puede observar que
el principal combustible utilizado es el Gas Natural.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 08
Tabla 1. Sistema Interconectado Nacional - 2002 Características de la unidades termoeléctricas de generación
Unidad
GCH1GCH2GCH3GCH4GCH5GCH6GCH7GCH8GCH9
GCH10ARJ1ARJ2ARJ3ARJ4ARJ5ARJ6ARJ7ARJ8KAR1VHE1VHE2VHE3VHE4CAR1CAR2KEN1KEN2BUL1BUL2MIN1MIN2
Inicio19751977197819801983198819901992199919991974197419741977197719781978199419821992199119911992199619961995199520002000NDND
Final
2002
2001
2000
2000
20012002200220012001
PotenciaMW
22,7619,960,00
20,330,00
21,2521,9123,5459,8559,852,702,702,702,702,702,702,70
18,621,43
18,5818,5818,5818,5855,9355,939,009,00
45,0945,092,502,50
Eficiencia(bTu/kWh)
12314129551325213201
ND1300612188120061035210352102011020110201
ND1062710627
ND11689115331212412124121241212497109710
125001250089028902NDND
Tipo de CombustibleGas NaturalGas NaturalGas NaturalGas NaturalGas NaturalGas NaturalGas NaturalGas NaturalGas NaturalGas Natural
GasNat./DieselGasNat./DieselGasNat./DieselGasNat./DieselGas Nat./DieselGas Nat./DieselGas Nat./Diesel
Gas NaturalGas NaturalGas NaturalGas NaturalGas NaturalGas NaturalGas NaturalGas NaturalGas NaturalGas NaturalGas NaturalGas Natural
Bagazo Caña AzúcarBagazo Caña Azúcar
Central
GUARACACHI
ARANJUEZ
KARACHIPAMPA
VALLE HERMOSO
CARRASCO
KENKO
BULO BULO
MINERO
Empresa Eléctrica Valle
Hermoso S.A.
(EVH)
Compañía Boliviana deEnergía Eléctrica S.A.
(COBEE)Compañía Eléctrica
Central Bulo Bulo S.A.(CECBB)
Sociedad Agro-Industrialde Cañeros S.A.
(UNAGRO)
Empresa Eléctrica
Guaracachi S.A.
(EGSA)
Empresa Año de Operación
ND: Dato no disponible. Fuente: Anuario Estadístico 2002. Superintendencia de Electricidad
E n l a Ta b l a 2 s e p r e s e n t a n l a s p r i n c i p a l e s
características de las unidades hidroeléctricas de
generación de Bolivia correspondientes al año 2002.
09 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
Tabla 2. Sistema Interconectado Nacional -2002 - Características de la unidades hidroeléctricas de generación
Unidad
ACH1ACH2ACH3ZON1TIQ1BOT1BOT2BOT3CUT1CUT2CUT3CUT4CUT5SRO1SRO2SRO3SAI1CHU1CHU2HAR1HAR2CAH1CAH2HUA1HUA2MIG1MIG2ANG1ANG2CHO1CHO2CHO3CR1
KAN1CHJ1CHJ2CHJ3YAN1KIL1KIL2KIL3LAN1LAN2LAN3PUN1COR1COR2COR3COR4SIS1SIS2SIS3SIS4
19521909190919971997193819411998194219431945195819981952195519971956196619671969196919741974199919991934193419361958193919441944195819991998199820022002193619422001195819022001196219671967198019801973197319811983
PotenciaMW2,500,750,75
10,509,501,901,603,502,502,302,301,60
12,702,507,003,00
10,4012,5012,5013,0013,0013,5013,5015,0015,001,301,202,201,401,902,402,006,007,600,250,60
37,8051,803,801,805,750,900,003,352,40
13,5013,5013,5013,5018,0018,0018,0018,00
Caída BrutaMetros
450450450389510383383383700700700700700185832185292375375345345280280240240480480533533488488488337
1.210153153561492280280280100100100103629629629629840840840840
Hidroelectrica Boliviana
S.A (HB)
Compañía Boliviana deEnergía Eléctrica S.A.
(COBEE)
Empresa Año deOperación
Fuente: Anuario Estadístico 2002. Superintendencia de Electricidad
Central
Achachicala
ZongoTiquimani
Botijlaca
Cuticucho
Sta. Rosa
SainaniChururaqui
Harca
Cahua
Huaji
Miguillas
Angostura
Choquetanga
CarabucoKanata
Chojlla
Yanacachi
Kilpani
Landara
Punutuma
Corani
Sta. Isabel
Empresa Río Eléctrico
S.A. (ERESA)
Empresa Río Eléctrico
S.A. (ERESA)
La capacidad de generación en las diferentes centrales
que operan en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)
para finales del año 2002, fue de 976 MW, de los cuales
46% corresponden a plantas hidroeléctricas y 54% a
plantas termoeléctricas (turbinas a gas en ciclo abierto).
En el Cuadro 2 se presentan las capacidades de
generación de cada central al año 2002. La tendencia de
la capacidad de generación para el período 1996-2002
fue creciente a nivel total, observándose el incremento
progresivo de la part ic ipación de la capacidad
hidroeléctrica en el total. (Gráfico 6)
La producción bruta de energía en las centrales que
operan en el Mercado Eléctrico Mayorista en el año 2002
fue de 3.696 GWh, en la cual la producción hidroeléctrica
participó con el 59% del total y la producción termoeléctrica
con el 41%. Para el año 2002, las centrales con mayor
producción bruta de energía fueron, de las termoeléctricas
Guaracachi con 705 GWh (19% del Total) y Bulo Bulo
con 485 GWh (13% del Total). De las hidroeléctricas,
Zongo y Achachicala con 1.006 GWh (27% del Total) y
Corani y Santa Isabel con 838 GWh (23% del Total). En
el Cuadro 3 se presentan la producción bruta de energía
de cada central correspondiente al año 2002.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 10
Centrales HidroeléctricasZongo y AchachicalaCorani y Santa IsabelTaquesiYuraMiguillasKanataSubtotalCentrales Termoeléctricas(a la temperatura media anual)Guaracachi (25ºC)Carrasco (25ºC)Bulo Bulo (25ºC)Valle Hermoso (17ºC)Aranjuez (14ºC)Kenko (9ºC)Karachipampa (10ºC)SubtotalTotal
Año 2002183126
911918
8444
2491129019321814
532976
Cuadro 2. Capacidad Efectiva en MW
Fuente: Anuario Estadístico 2002. Superintendencia de Electricidad
Centrales HidroeléctricasZongo y AchachicalaCorani y Santa IsabelTaquesiMiguillasYuraKanataSubtotalCentrales TermoeléctricasGuaracachiCarrascoBulo BuloValle HermosoAranjuezKenkoKarachipampaSubtotalTotal
Año 20021.0068381381136918
2.182
705161485
2120
437
1.5133.696
Cuadro 3. Producción Bruta de Energía (GWh)
Centrales Hidroeléctricas
1.200
1.000
800
600
400
200
01997 1998 1999 2000 2001 2002
Centrales Termoeléctricas Total
707 733
890952 924
978
Gráfico 6. Potencia Efectiva (MW)
Fuente: Anuario Estadístico 2002. Superintendencia de Electricidad
La tendencia de la producción de energía para el período
1996-2002 fue creciente a nivel total, observándose el
incremento progresivo de la participación de la producción
hidroeléctrica, la cual a partir del año 2000 supera el 50%.
(Gráfico 7).
Actividad de Transmisión
Esta actividad consiste en la transformación de la tensión
de la electricidad y su transporte en bloque desde el punto
de entrega por un Generador, autoproductor u otro
Transmisor, hasta el punto de recepción por un Distribuidor,
Consumidor No Regulado, u otro Transmisor. La Transmisión
es una actividad regulada que debe ejercerse de manera
exclusiva, es decir, el titular no puede ejercer otras actividades
(Generación y Distribución), y que requiere de licencia para
su ejercicio.
Con base en lo establecido en la Ley Eléctrica una Licencia
es el acto administrativo por el cual la Superintendencia de
Electricidad, a nombre del Estado Boliviano, otorga a una
persona individual o colectiva el derecho de ejercer la
actividad de Transmisión. En términos generales, las licencias
no están sujetas a plazo salvo que las características técnicas
de un proyecto, determinen un plazo. Las licencias en
transmisión presentan las siguientes características según
el Reglamento de Concesiones y Licencias :
• No tienen carácter de exclusividad en el área de operación;
• La Licencia definirá las instalaciones afectas a la actividad
de Transmisión;
• Están obligadas al acceso abierto; lo cual permite a toda
persona individual o colectiva que realice actividades de la
industria eléctrica o consumidor no regulado, utilizar las
instalaciones de las empresas de Transmisión para el
transporte de electricidad de un punto a otro, sujeto al pago
correspondiente;
• Las nuevas instalaciones requeridas por el Titular se
otorgarán como ampl iaciones de la Licencia.
El Sistema Interconectado Nacional (SIN), es el sistema
eléctrico que integra instalaciones de generación, transmisión
y distribución en los departamentos de La Paz, Cochabamba,
Santa Cruz, Oruro, Chuquisaca y Potosí. La transmisión está
conformada por líneas con niveles de tensión de 230 kV, 115
kV y 69 kV y para el año 2002 presentaban un total de 3.344,50
Km, de los cuales 16% son de 230 kV, 42% de 115 kV y 42%
de 69 kV, tal como se puede observar en la Tabla 3.
11 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
11 El otorgamiento de una licencia, al igual que el de la concesión, está sujeta al pago de un derecho que estará definido en el contratorespectivo, y los montos recaudados por este concepto serán depositados en una cuenta bancaria de la Superintendencia de Electricidad,con destino al financiamiento de proyectos de electrificación en el área rural.
12 Decreto Supremo N° 24043, Artículo 2.
3.695
3.5303.4983.475
3.331
3.064
2.832
2.631
2.4582.270
2.054
1.933
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Centrales Hidroeléctricas Centrales Termoeléctricas Total
Gráfico 7. Producción Bruta de Energía en GWh
Operador oResponsable
TDETDE
COBEEELECTROPAZ
CECBBELFEC
HBELFEO
CREERESASEPSA
230
535.60
5.50
541.10
115
863.10231.20245.10
5.00
40.6016.00
1.401.00
69
173.30389.30134.10159.10
309.30166.6065.705.00
1.402.40
Total
1.572.00620.50379.20164.10
5.5040.6016.00
309.30166.6065.705.00
3.344.50
Sistema
Sistema Troncal de Interconexión
No Sistema Troncal de Interconexión
Total Sistema Interconectado Nacional
Tensión de Servicio (kV)
Tabla 3. Longitud de las líneas de Transmisión del SIN (en km)
Fuente: Anuario Estadístico 2002. Superintendencia de Electricidad
Fuente: Formularios ISE e información publicada por el CNDC
El Sistema Troncal de Interconexión es definido como
la parte del Sistema Interconectado Nacional que
c o m p r e n d e l a s l í n e a s d e a l t a t e n s i ó n , l a s
correspondientes subestaciones. En la Tabla 4 se
presentan las líneas reconocidas como parte del
Sistema Troncal de Interconexión para el año 2002, y
sus principales características.
En noviembre de 2001, mediante Resolución de la
Superintendencia de Electricidad, se incorporó al
Sistema Troncal de Interconexión la línea Potosí -
Punutuma y subestaciones asociadas, habilitándose
el nodo Punutuma (PUN) al Sistema Troncal de
Interconexión. Las condiciones que considera la
Superintendencia de Electricidad para redefinir las
instalaciones de transmisión que conforman el Sistema
Troncal de Interconexión son :13
13 Decreto Supremo 26094 de 2 de Marzo de 2001. Reglamento de Precios y Tarifas. Artículo 7.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 12
De
CAR-230
CAR-230
CHI-230
SJO-230
VHE-230
ARO-115
CAT-115
OCU-115
COR-115
SIS-115
SIS-115
SIS-115
COB-115
SAC-115
VHE-115
VHE-115
VIN-115
SEN-115
SEN-115
VINC-115
ARJ-069
DDI-069
KAR-069
POT-069
POT-069
A
GCH-230
CHI-230
SJO-230
VHE-230
VIN-230
VHE-115
OCU-115
POT-115
VHE-115
ARO-115
COR-115
SJO-115
SAC-115
CAT-115
COB-115
VIN-115
CAT-115
KEN-115
KEN-115
SEN-115
MAR-069
MAR-069
DDI-069
KAR-069
PUN-069
Calibre
MCM
954.00
954.00
954.00
954.00
954.00
397.50
397.50
397.50
397.50
397.50
397.50
397.50
397.50
397.50
397.50
954.00
397.50
397.50
954.00
954.00
266.80
266.80
266.80
266.80
397.50
Capacidad
MVA
73.68
136.84
136.84
100.00
100.00
77.89
25.00
25.00
77.89
77.89
77.89
73.68
77.89
77.89
77.89
100.00
77.89
77.89
123.16
107.37
13.68
13.68
13.68
34.74
16.00
Diseño
230
230
230
230
230
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
230
115
115
230
230
69
69
69
69
115
Servicio
230
230
230
230
230
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
230
115
115
115
115
69
69
69
69
69
Longitud Km
179.00
75.40
78.50
59.60
142.80
5.40
98.10
84.20
43.00
45.60
6.40
9.00
41.90
43.40
45.50
142.80
76.70
6.30
8.00
201.40
42.90
31.20
16.00
10.00
73.50
Puesta
en Servicio
1989
1989
1989
1991
1993
1980
1980
1980
1966
1973
1973
1989
1966
1966
1966
1993
1980
1980
1996
1980
1980
1980
1980
1980
1978
Carrasco - Guaracachi
Carrasco - San José
San José - Vinto
Arocagua - Valle Hermoso
Catavi - Potosí
Corani - Valle Hermoso
Santa Isabel - Arocagua
Santa Isabel - Corani
Santa Isabel - San José
Valle Hermoso - Catavi
Valle Hermoso - Vinto
Vinto - Catavi
Vinto - Kenko
Karachipampa - Aranjuez
Potosí - Karachipampa
Potosí - Punutuma
Tramo Tensión KV
Línea de Transmisión
Tabla 4. Sistema Interconectado Nacional Año 2002 - Líneas de Transmisión reconocidas como parte del Sistema Troncal de Interconexión
Fuente: Formularios de información del sector eléctrico ISE-150
a. Operar en tensiones iguales o superiores a sesenta y
nueve mil (69.000) voltios,
b. Ser de propiedad de un agente transmisor,
c. Que en condiciones normales de operación exista la
posibi l idad de f lujo de corr iente bidireccional,
d. Ser dimensionado como Sistema de Transmisión
Económicamente Adaptado al momento de su incorporación
al Sistema Troncal de Interconexión,
e. Ser de acceso abierto,
f. Ser operadas bajo las directrices del Comité Nacional de
Despacho de Carga,
g. Constituir instalaciones utilizadas por el mercado eléctrico
mayorista en su conjunto, con excepción de las instalaciones
de inyección o retiro.
Expansión del Sistema de Transmisión
La expansión de las instalaciones de transmisión es
responsabilidad de los usuarios que la ocasionen, debiendo
acordar éstos la modalidad de su financiamiento o pago con
el Transmisor, previa aprobación de la Superintendencia de
Electricidad. La Expansión del Sistema Troncal de
Interconexión se realizará por :14
• Incorporación de nuevas instalaciones o incrementos
físicos de la capacidad de transporte de instalaciones
existentes, cuando las empresas propietarias del sistema
u otros agentes, lo consideren necesario para la óptima
operación del transporte y para satisfacer la demanda de
capacidad de transporte. Esta expansión se producirá sólo
previo informe del Comité Nacional de Despacho de Carga,
y la aprobación de la Superintendencia mediante Resolución.
La empresa TDE introdujo un proyecto para una línea desde
las Subestaciones Punutuma o Telemayu a Tarija en 230 kV
por un monto de unos 25 MM US$, así como un anillo a 230
kV alrededor de La Paz.
• Adición o disminución de capacidad de transmisión
de instalaciones existentes, procederá en el caso de
aumento de la demanda de capacidad de transporte, la
adecuación de componentes actuales del Sistema de
Transmisión Económicamente Adaptado a dimensiones
normalizadas y parametrizables ó a las necesidades
operativas del Sistema Troncal de Interconexión,
determinadas por el Comité Nacional de Despacho de Carga
para cumplir las condiciones mínimas de desempeño en
condiciones normales. TDE introdujo un proyecto de unos
25 MM US$ para reforzar la línea Carrasco - Cochabamba
a 230 kV y para lo cual recibió una licencia provisional que
vence en el primer trimestre de 2004. Se va a proponer al
CNDC para su aprobación y elevarlo a la consideración de
la Superintendencia.
En el caso de las instalaciones no pertenecientes al Sistema
Troncal de Transmisión las expansiones se realizarán por :15
• Incorporación de nuevas instalaciones o incrementos
físicos de la capacidad de transporte de instalaciones
existentes, podrán ser ejecutados por la o las empresas
propietarias del respectivo sistema. Las que sean ejecutas
por cuenta de otros agentes, serán de exclusiva
responsabilidad de ellos, en cuanto a su inversión, operación
y mantenimiento.
• Adición o disminución de capacidad de transmisión
de instalaciones existentes, la cual procederá bajo el
mismo caso descrito para las instalaciones pertenecientes
al Sistema Troncal de Interconexión.
Inversiones en Transmisión
Las inversiones de 11.4 MM US$ se realizaron en su totalidad
en el año 1997, y los montos superaron a los acordados con
el Estado, 10.4 MM US$, al momento de la compra. En el
año 2003 la Superintendencia de Electricidad realizó la
licitación para la construcción y operación de cinco
subestaciones y tres líneas eléctricas con una extensión de
604 kilómetros: Santiváñez-Sucre, Sucre-Punutuma y
Carrasco-Urubó. Estas nuevas líneas duplicarán la actual
capacidad de transporte de energía a 220 mil voltios y la
capacidad total del sistema boliviano de energía será ampliado
en un 40%. Servirán para desarrollar nuevos proyectos
energéticos y mineros regionales. Interconexión Eléctrica
S.A., ISA la empresa que ganó la licitación en referencia,
en junio de 2003, con una oferta de US$ 87.323.000. Se
estima que las líneas se completen durante 2005. La primera
va a permitir una mayor transferencia de energía a la ciudad
de Santa Cruz y una mayor transferencia de energía de la
central de Guaracachi a la zona central y oriental de Bolivia.
Las otras dos líneas refuerzan el anillo central del sistema
y eventualmente van a permitir la integración de Tarija al
SIN. El Departamento de Tarija posee las mayores reservas
de gas natural en Bolivia y es una gran candidata para la
instalación de generación térmica, tanto para el consumo
interno como para la exportación.
13 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
14 Decreto Supremo 26094 de 2 de Marzo de 2001. Reglamento de Precios y Tarifas. Artículo 8.
15 Decreto Supremo 26094 de 2 de Marzo de 2001. Reglamento de Precios y Tarifas. Artículo 9.
16 La reglamentación está diseñada para reducir los incentivos a la participación de los consumidores no regulados en el Mercado EléctricoMayorista debido a que no solo los costos de las redes de distribución están incluidos en el peaje de distribución sino que también se incluyenotros costos asociados al negocio regulado de distribución tales como la comercialización (i.e., medición y facturación). Esta falta de incentivosse origina en la política de subsidios cruzados a los consumidores residenciales desde los consumidores comerciales e industriales. Es porello que han participado activamente en el MEM únicamente dos consumidores no regulados. Durante 2003, la Superintendencia de Electricidady el CNDC han identificado problemas estructurales en el Mercado Eléctrico Mayorista e iniciaron un proyecto para resolverlos. Estas reformasprofundas forman parte de las reformas de segunda generación identificadas para el sector eléctrico. Entre estas reformas se tiene el diseñode incentivos para que participen nuevos consumidores no regulados. En los actuales momentos no está planteado una reducción del límitede 1 MW.
Otro elemento que influye en el bajo número de participantes en el mercado mayorista es la inexistencia, tanto en la ley como en la práctica,de la figura del comercializador especializado o aquel que podría agrupar a un cierto número de consumidores, representarlos en el mercadomayorista y realizar las transacciones de compra o venta de energía y servicios a su nombre.
17 Ley 1604, de fecha 21 de diciembre de 1994. Artículo 2: Definiciones.
18 El otorgamiento de una concesión está sujeto al pago de un derecho que estará definido en el contrato respectivo, y los montos recaudadospor este concepto serán depositados en una cuenta bancaria de la Superintendencia de Electricidad, con destino al financiamiento de proyectosde electrificación en el área rural.
19 Entre los cuales se encuentran los ingenios azucareros, empresas manufactureras y mineras.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 14
Empresas de Transmisión
Las empresas de Transporte poseen los activos de tranmisiónque conforman el sistema interconectado nacional y lasmismas pertenecen al sector privado.
1. Transportadora de Electricidad S.A. - TDE. Fue fundadael 17 de julio de 1997, es agente transmisor en el MercadoEléctrico Mayorista (MEM) y posee las instalaciones detransmisión en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). Apartir del 1º de julio de 2002, TDE forma parte de RedElectrica Internacional, compañía filial del Grupo Red Eléctricade España que canaliza y potencia los negocios del Grupoen el exterior.
2. ISA-Bolivia. Interconexión Eléctrica Bolivia (ISABolivia), es una empresa subsidiaria de InterconexiónEléctrica S.A. E.S.P de Colombia (ISA), grupo económicode capital mixto, cuyo negocio principal es la transmisión deenergía de alto voltaje. Opera el Sistema Interconectado, espropietaria de más del 70% del Sistema de Transmisión ygerencia el mercado mayorista de energía en Colombia. ElGrupo es propietario de Interconexión Eléctrica ISA PerúS.A. y de Red de Energía del Perú (REP) en Perú queposeen más del 75% de las líneas de transmisión en esepaís. La subsidiaria boliviana del Grupo ISA fue creada comoresultado de haber obtenido la concesión de tres líneas detransmisión. La concesión fue otorgada a través de unalicitación internacional por la Superintendencia de Electricidadde Bolivia el 27 de junio de 2003.
Actividad de Distribución - Clientes Regulados
La empresa de distribución es la que ejerce la actividad desuministro de electricidad a Consumidores Regulados, y aConsumidores No Regulados que así lo deseen, medianteinstalaciones de distribución primarias y secundarias. Pararealizar está actividad se requiere de una Concesión deservicio público, siendo el área concedida de uso exclusivo
del distribuidor. El titular sólo puede desarrollar la actividadde distribución. Se consideran Consumidores Regulados aaquellos cuya demanda de potencia es menor a 1MW. Ellimite es fijado por la Superintendencia de Electricidad.16
La Actividad de Distribución es regulada y debe realizarse deforma exclusiva, es decir,,Con base en lo establecido en laLey de Electricidad17 una concesión "Es el acto administrativopor el cual la Superintendencia de Electricidad, a nombre delEstado Boliviano, otorga a una persona colectiva el derechode ejercer la actividad de servicio público de Distribución, oejercer en los Sistemas Aislados, en forma integrada lasactividades de Generación, Transmisión y Distribución. Entodos los casos, la Concesión de servicio público se otorgarápor un plazo máximo de cuarenta (40) años".18
La distribución de electricidad ejercida por un autoproductor19
y que no constituya servicio público no requiere de concesión,debiendo cumplir con normas técnicas de la industria eléctrica,las disposiciones de conservación del medio ambiente y delpatrimonio cultural de la nación.
Las empresas de distribución están obligadas, entre otras, a:
a. Dar servicio a todo consumidor que lo solicite, dentro desu zona de Concesión;b. Satisfacer toda la demanda de electricidad en la zona desu Concesión;c. Tener contratos vigentes con empresas de Generación, y,d. Permitir el uso de sus instalaciones a Consumidores NoRegulados, Generadores y autoproductores que esténubicados dentro de su zona de Concesión u otrosconsumidores que se encuentren conectados a ésta, sujetoal pago correspondiente.
Las Tarifas asociadas a la actividad de distribución sonreguladas y fijadas por la Superintendencia de Electricidadcomo precios tope.
Inversiones en la actividad de Distribución
Las inversiones presentaron una tendencia creciente durante
1995-1999, manteniendo en el año 2000 prácticamente el
mismo valor ejecutado en 1999, para reducirse de manera
significativa en 2001 (Gráfico 8). Es importante destacar,
que las empresas que han realizado el mayor volumen de
inversiones durante el período estudiado fueron la Cooperativa
Rural de Electrificación LTDA (CRE), Electricidad de la Paz
S.A. (Eletropaz) y Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica
Cochabamba S.A (ELFEC). Ver Gráfico 9.
A partir de 1994, después de iniciado el proceso de
privatizaciones, capitalizaciones y reforma en el Sector
Eléctrico Boliviano, se incrementaron los niveles de
electrificación los cuales se ubicaban para 1992 en 55,48%,
siendo en la zona urbana de 87,05% y en la zona rural
(localidades con menos a 2.000 habitantes o 500 hogares)
era de 15,57%. De un total de casi dos millones de hogares
en el año 2001, 1.214.104 o el 64,38% tenían electricidad.
En la zona urbana, 1.086.172 hogares, o el 89,49% recibían
el servicio mientras que en la zona rural, de 763.561 hogares
solo 187 mil (24,72%) tenían acceso al servicio. En el Gráfico
10 y el Gráfico 11, se puede observar la tendencia creciente
del número de conexiones para consumos residenciales,
destacándose un importante incremento en los Sistemas
Aislados en 1996, así como el avance en la zonas rurales.
15 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
8 Ley 1604, de fecha 21 de diciembre de 1994. Artículo 2: Definiciones.
9 El otorgamiento de una licencia, al igual que el de la concesión, está sujeto al pago de un derecho que estará definido en el contratorespectivo, y los montos recaudados por este concepto serán depositados en una cuenta bancaria de la Superintendencia de Electricidad,con destino al financiamiento de proyectos de electrificación en el área rural.
Gráfico 8. Total Inversiones en Distribución 1996-2001
26.353
42.519
38.461
38.932
42.725
27.649
1996 1997 1998 1999 2000 200125.000
30.000
35.000
40.000
45.000
Mile
s U
SA$
Fuente: Superintendencia de Electricidad
Gráfico 9. Inversiones en Distribución 1996-2001
Mile
s U
SA$
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
1996 1997 1998 1999 2000 2001
ELECTROPAZ ELFEO ELFEC CRE CESSA SEPSA SETAR
Fuente: Superintendencia de Electricidad
10
40
50
60
80
90
10089.49
64.38
55.48
87.05
24.72
15.57
0
20
30
70
1992 2001
Bolivia Área Urbana Área Rural
Gráfico 10. Niveles de Electrificación Bolivia - Porcentajes
Fuente: Superintendencia de Electricidad
Empresas de Distribución
1. Electricidad de la Paz S.A. (ELECTROPAZ) y Empresa
de Luz y Fuerza Eléctrica Oruro S.A. (ELFEO). Ambas
empresas pertenecen a la compañía española Iberdrola en
un 70% y el resto al IFC e inversionistas minoritarios.
2. Cooperativa Rural de Electrificación LTDA. - CRE. Grupo
económico representado por la Empresa Chilena EMEL S.A.
3. Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica Cochabamba S.A.
(ELFEC) perteneciente en un 92% a Pensylvania Power &
Light (PPL). El resto pertenece a accionistas minoritarios y
a los trabajadores de la empresa.
4. Compañía Eléctrica Sucre S.A. (CESSA). Empresa
municipal.
5. Servicios Eléctricos Potosí S.A. (SEPSA). Empresa
municipal.
Demanda de electricidad
La demanda total electricidad en el año 2002 fue de 3.620
GWh, de los cuales las mayores participaciones sobre el
total las registraron los Residenciales con 40%, Industrial
con 25% y General con 19%. El remanente se distribuye
entre minería, alumbrado público y otros. (Ver Gráfico 12).
En el Gráfico 13 se muestra la evolución de la demanda de
electricidad durante el período 1970-2002, pudiéndose apreciar
que durante 1982-1987 se produjo un estancamiento de la
demanda que coincide con el período de recesión económica,
donde se registraron altas tasas de inflación y tasas negativas
del PIB, que puede explicar este comportamiento. A partir de
1988 hasta 1999, la tendencia de la demanda es creciente,
registrando una tasa de crecimiento promedio anual de 7% para
el período en referencia, coincidiendo con la reforma del Sector
Eléctrico. Para los años 2000-2001, se produce un estancamiento
del consumo, observándose una recuperación en 2002 al registrar
un incremento de 4%.
Balance Eléctrico en Bolivia
En Bolivia ha existido durante el período 1997-2002 una
sobre oferta creciente de capacidad de generación de
electricidad que se evidencia al presentar una potencia
instalada efectiva superior a la demanda máxima registrada
en MW, como se observa en el Gráfico 14. En términos
porcentuales se ha pasado de una sobreoferta de potencia
sobre demanda de 17% en 1997, a una sobre oferta de 31%
en 2002.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 16
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
800.000
900.000
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
Total Sistema Interconectado Nacional
Sistemas Aislados
Gráfico 11. Bolivia-Número de Conexiones para Consumo Residencial de Energía Eléctrica por Años, Según Sistema
de Interconexión , 1992 - 2001
Fuente: Superintendencia de Electricidad e Instituto Nacional de Estadística.
1.447
678
895
388
37
177
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
Residencial General Industrial Minería Otros A.Público
Gráfico 12: Distribución de la Demanda año 2002 en GWh
Fuente: Fuente: Superintendencia de Electricidad. Anuario Eléctrico 2002.
Muchos actores, sin embargo, comentan que esta sobreoferta
es solo aparente. En Noviembre de 2003, justo al final del
período seco, se registraron los niveles históricamente más
bajos en los embalses lo que evidencia que una sobre oferta
de capacidad no garantiza la existencia de energía en años
secos. La existencia de esta sobre oferta de capacidad
aunado a potenciales déficit de energía refuerza la necesidad
que tiene Bolivia de realizar acuerdos de interconexiones
internacionales que le permitan balancear sus necesidades
de electricidad.
Sistemas Aislados
Un sistema aislado es aquel sistema eléctrico que no está
conectado al Sistema Interconectado Nacional. En un sistema
aislado la Ley permite la integración vertical de las actividades
de la Industria Eléctrica. Los sistemas aislados tienen una
capacidad instalada efectiva agregada de 96 MW de los
cuales 71,4 MW corresponden a empresas verticalmente
integradas y 21,7 MW a cooperativas. De ese total, 8 MW
son generación hidráulica.20 Adicionalmente, los
autogeneradores poseen una capacidad efectiva de 74,4
MW. Esto representa aproximadamente el 15% de la
capacidad efectiva instalada en Bolivia. En términos de
potencia, la energía generada sumó para estos sistemas la
cantidad de 492 GWh en 2002, representando el 13% de la
energía generada en Bolivia. Este inferior porcentaje refleja
la menor eficiencia de la capacidad instalada de sistemas
aislados. Estos sistemas se encuentran en los Departamentos
de Pando, Beni y Tarija y en las provincias del Departamento
de Santa Cruz. Es importante señalar que los sistemas
aislados son grandes consumidores del combustible diesel
oil, el cual es subsidiado de acuerdo con los términos de la
privatización de las refinerías de YPFB. Al ritmo de utilización
actual del fondo que provee los subsidios, el mismo sería
agotado en unos tres años, siendo el principal consumidor
de este fondo la ciudad de Trinidad. Las principales empresas
en este sector son:
1. ENDE Residual. Empresa Generadora en Trinidad y Cobija
y Distribuidora en Cobija. Pertenecen en un 100% a la porción
de la antigua empresa nacional que no fue capitalizada.
2. Servicios Eléctricos Tarija S.A. (SETAR). Es la
empresa generadora y distribuidora en la ciudad de
Tarija. Empresa municipal.
3. CRE Sistemas Aislados. Opera en el área rural del
Departamento de Santa Cruz.
Adicionalmente, se encuentra la empresa de generación
GENERGY´S la cual inició operaciones en el año 2001.
Posee una central ubicada en la ciudad del Alto aislada
del SIN y que suple de electricidad de forma exclusiva
a un tercero cuya carga es una empresa textilera.
También se encuentran la empresa Gas & Electricidad
que surte desde 2001 a una productora de cemento en
el departamento de Tari ja, y Cascada del Sur,
autoproductor que inició operaciones en 1996 e
incrementó su capacidad en 1999.
17 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
20 En el estricto sentido técnico no tiene sentido presentar los números de forma agregada debido a que no es posible aprovechar el exceso de capacidad deun sistema en el otro ya que precisamente son aislados. Esta comparación se hace, sin embargo, para presentar una comparación de las magnitudes con respectoal SIN.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002
Gráfico 13: Evolución de la Demanda de Electricidad1970-2002 en GWh
Fuente: Fuente: Superintendencia de Electricidad. Anuario Eléctrico 2002.
674645644623584
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1.000
1997 1998 1999 2000 2001 2002
647
Potencia Efectiva Hidroeléctricas Potencia Efectiva TermoeléctricasDemanda Potencia Máxima MW
Gráfico 14: Sistema Interconectado - Oferta dePotencia Efectiva Vs. Demanda Máxima en MW 1997-2002
Fuente: Superintendencia de Electricidad. Anuario Eléctrico 2002.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 18
Ilustración 2. Ubicación de los sistemas aislados en Bolivia
Plan Bolivia de Electrificación Rural
La electrificación rural en Bolivia ha recibido un fuerte
impulso en el período 1998-2001, duplicándose la cobertura
a estas poblaciones al pasar del 13.7 al 24.5%. Esta
cobertura, sin embargo, es aún precaria debido a que aún
quedaban más de 576.000 hogares rurales sin electricidad.
Debido a que la falta de servicio eléctrico influye en la
calidad de vida de la población al restar oportunidades de
produción, empleo, educación y salud, postergando el
desarrollo económico y social, la Ley de Electricidad posee
mecanismos para aumentar el número de familias servidas.
Este aspecto de la Ley aún no ha sido reglamentado. El
Viceministerio de Energía sin embargo, se encuentra
elaborando una propuesta de reglamento. Se establece
que el Fondo Nacional de Desarrollo Regional (FNDR) es
el responsable de la evaluación y aprobación de los
proyectos de electrificación en poblaciones menores y en
el área rural presentados por las Organizaciones Territoriales
de Base, a través de los Municipios o ambos a iniciativa
propia. Este mecanismo, sin embargo, se ha convertido en
un cuello de botella para la expansión de los sistemas, por
lo que el Viceministerio de Electricidad y Energía Alternativas
está evaluando su modificación. Estos proyectos podrán
ser cofinanciados por los Municipios y otras entidades del
sector público y privado. Si los proyectos presentados por
estas entidades no demostraran niveles de rentabilidad
adecuados, el Fondo destinará recursos concesionales o
donaciones, cuando éstos se encuentren disponibles, a fin
de permitir la ejecución de los proyectos.21
El gobierno, a través del Viceministerio de Electricidad,
impulsa el Plan Bolivia de Electrificación Rural (PLABER)
destinado a desarrollar, fomentar y promover la electrificación
en poblaciones menores a 500 hogares, instalando 250 mil
nuevas conexiones en el quinquenio. El PLABER tiene
como objetivos apoyar y facilitar el desarrollo económico
y social del área rural, mejorar la calidad de vida, reducir
la pobreza generando empleos y promover el uso productivo
de la electricidad. El desafío central que tiene este plan
gubernamental de cinco años, del 2002 al 2007, es el de
electrificar 200.000 hogares rurales, generando alrededor
de 15.000 nuevos empleos. De cumplirse esta meta, se
estaría subiendo el porcentaje de quienes poseen este
servicio del 24.4 por ciento al 45 por ciento.22
El logro de los objetivos del plan se basa en la generación
de proyectos que sean sostenibles, es decir, que generen
recursos suficientes para cubrir los costos de operación y
mantenimiento, permitiendo que el sector privado pueda
administrarlos. Los costos de inversión del sector público
se limitan a la inversión. Los proyectos se elaboran de
forma coordinada con otros programas de desarrollo
orientados al incremento de la productividad a fin de generar
sinergias en su ejecución y eventualmente generar
incrementos sustanciales en la demanda de electricidad.
Los proyectos, los cuales son diseñados de acuerdo con
procedimientos que promueven la competencia, la
transparencia y costo mínimo23, también deberán generar
una demanda legítima. Los recursos se van a asignar a
departamentos específicos y deberán ser las subregiones
las que compitan en la presentación de proyectos. Los
municipios identifican la demanda y las Prefecturas ejecutan
los proyectos, asegurando la participación local y regional.
Los proyectos son evaluados de acuerdo con el costo
promedio por conexión domiciliaria, la tarifa resultante
calculada con base en la normativa vigente e incluyendo
las asignaciones públicas, y la relación del proyecto con
los Planes Indicativos Departamentales.
19 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
21 Ley 1604, de fecha 21 de diciembre de 1994. Artículo 62.
22 Resumen Especializado de Periódicos. Treinta días de Noticias. Marzo de 2003. Opinión. El gobierno pretende aumentar la electrificaciónrural al 45%.
23 Según nuestra evaluación realizada durante una visita puntual a una zona rural del Departamento de La Paz que no representa unamuestra significativa de todos los proyectos financiados, y de acuerdo con entrevistas realizadas a empresas distribuidoras, pareciese quese pueden lograr ahorros adicionales en la inversión. Según entendemos, todos los consumos deben ser medidos. En algunos casos, la cargay por lo tanto el consumo, es tan bajo que podría no justificarse no requerirse la instalación de un medidor y su consiguiente lectura yfacturación. Para futuros proyectos y cuando se prevén estos casos, podría establecerse un consumo, y por lo tanto una facturación promedio,eliminándose los costos de la inversión en medidores y el costo de su lectura y trascripción. Si existen desviaciones importantes entre elconsumo estimado y el real a un cierto nivel de agregación el cual podría ser determinado por el Viceministerio de Electricidad y EnergíasAlternativas, entonces se podría evaluar la rentabilidad de colocar los medidores y modificar los procedimientos de facturación.
Desde Agosto de 2002 a Octubre de 2003 se avanzó en el
cumplimiento de esta meta al incorporarse 31.598 hogares,
con una inversión de 22.4 MM US$ y generando unos 5.500
empleos. Se acometieron 101 proyectos, de los cuales 89
son de extensión de redes y densificación de redes existentes
y 12 son proyectos de electrificación con energías renovables
por medio de sistemas fotovoltáicos y microcentrales
hidroeléctricas.
Dentro del Plan Bolivia de Electrificación Rural, el 11 de
septiembre de 2003 se realizó una convocatoria pública de
la Prefectura del Departamento de Chuquisaca, a presentar
propuestas para la Provisión Parcial de Equipos para el
Proyecto Cambio de Sistema de Generación Eléctrica
Camargo, la cual va a ser financiada por Recursos Propios
de la Prefectura de Chuquisaca y de un crédito del FNDR.
Además del PLABER, existe un plan denominado Programa
de Desarrollo Alternativo para las Provincias Yungueñas (La
Paz), el cual es financiado por los gobiernos de Bolivia y
EEUU quienes han consolidado una alianza para el desarrollo
integral de Yungas.24 Anunciaron la inversión de $US 16.3
millones para la ejecución de un sistema de electrificación
rural de más 1.000 Km. de línea media de extensión, el
mejoramiento, empedrado y mantenimiento de 260 Km. de
caminos y la construcción de una docena de puentes
vehiculares, financiados por los gobiernos de Bolivia y de
los Estados Unidos. La primera fase de inversión, que forma
parte de los $US 48 millones comprometidos y aprobados
hasta el 2004, busca consolidar un proceso de desarrollo
integral de los pueblos del Norte de La Paz, beneficiándose
aproximadamente 100.000 habitantes de Caranavi y Palos
Blancos de manera indirecta y 60.000 habitantes los directos
entre aymaras, quechuas y mosetenes.
Actividad de Distribución - ConsumidoresNo Regulados
El Consumidor No Regulado es aquel que tiene una demanda
de potencia mayor a 1MW y que está en condiciones de
contratar, en forma independiente, el abastecimiento directo
de electricidad con el Generador o Distribuidor u otro
proveedor. Los contratos de abastecimiento con los
Generadores o Distribuidores, podrán ser pactados libremente
en cuanto a precios y cantidades de energía y Potencia de
Punta. En caso de no contar con contratos de abastecimiento
para toda o parte de su demanda, podrá comprar energía
en el Mercado Spot previa suscripción de un contrato de
adhesión con el Comité Nacional de Despacho de Carga,
en el que se establezcan las garantías de pago y otras
condiciones que serán establecidas por el mismo.
Para ser agentes del mercado, los Consumidores No
Regulados deben cumplir con las siguientes obligaciones
específicas:
a. Contar con una capacidad instalada igual o mayor a la
definida por la Superintendencia para su habilitación como
Agente del Mercado.
b. Participar en los esquemas de alivio de carga y programas
de racionamiento y manejo de carga definidos por el Comité
Nacional de Despacho de Carga.
c. Suscribir contrato de suministro de electricidad con otros
Agentes del Mercado o en caso de compras en el Mercado
Spot, presentar boleta de garantía según lo establecido en
la Norma Operativa respectiva.
Los Consumidores no regulados que están inscritos en el
Mercado Mayorista Eléctrico son empresas mineras, Allied
Deals Estaño Vinto S.A. (ADE VINTO) e Inti Raymi, y dos
empresas cementeras, COBOCE y FANCESA. Las dos
primeras participan activamente en el mercado mayorista,
logrando precios favorables para la energía, potencia y
peajes, tal como se puede observar en el Gráfico 15.
24 Comunicación Para el Desarrollo Alternativo. La Paz Junio de 2003. Notas y Comunicados de la Embajada de Estados Unidos. Bolivia y EEUU consolidanuna alianza para el desarrollo integral de Yungas.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 20
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
80.00
CR
E
ELE
CT
RO
PA
Z
ELF
EC
ELF
EO
CE
SS
A
SE
PS
A
ER
ES
A
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AD
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INT
O
Empresa
Pre
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Ca
teg
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a (
$/M
Wh
)
Energía Potencia Peaje Monómico Cliente Final
Gráfico 15. Comparación de precios para distintas categoríasentre las empresas distribuidoras y los consumidores
no regulados para 2002
Ins t i tuc iones y Organ izac iones
Ministerio de Servicios y Obras Públicas - ViceMinisterio de Electricidad y de EnergíasAlternativas
El Vice Ministerio de Electricidad y de Energías Alternativas,
adscrito al Ministerio de Servicios y Obras Públicas, es el
encargado de formular la Política del Sector Eléctrico de
Bolivia, y representa al ente normativo del Sector, siendo
uno de sus proyectos más importantes hoy en día el Plan
Bolivia de Electrificación Rural (PLABER), el cual busca
incrementar la cobertura de energía eléctrica en el área rural
y poblaciones menores del país.
Entre sus funciones se encuentran:
• Proponer al poder ejecutivo normas reglamentarias de
carácter general que serán aplicadas por la Superintendencia
de Electricidad,
• Elaboración del Plan Referencial para Sistemas
Interconectados. Es el programa de costo mínimo de obras
y proyectos de generación y transmisión, necesario para
cubrir el crecimiento decenal de la demanda de electricidad
en el Sistema Interconectado Nacional, que incluye los
proyectos disponibles, independientemente de quien los
hubiese propuesto.
• Elaboración Plan Indicativo para los Sistemas Aislados.
Es el programa de costo mínimo de obras y proyectos de
generación, transmisión cuando corresponda, y distribución,
necesario para cubrir el crecimiento quinquenal de la demanda
de electricidad en un Sistema Aislado.
Superintendencia de Electricidad
• En octubre de 1994 se crea por Ley el Sistema de
Regulación Sectorial (SIRESE),25 cuyo objetivo es regular,
controlar y supervisar aquellas actividades de los sectores
de telecomunicaciones, electricidad, hidrocarburos,
transportes, aguas y las de otros sectores que mediante ley
sean incorporados al Sistema y que se encuentren sometidas
a regulación conforme a las respectivas normas legales
sectoriales. El SIRESE esta conformado por una
Superintendencia General y por las Superintendencias
Sectoriales siendo una de éstas la Superintendencia de
electricidad. Este es el organismo con jurisdicción nacional
que cumple la función de regulación de las actividades de
la industria eléctrica. Su máxima autoridad ejecutiva es el
Superintendente de Electricidad, quién es designado por el
Presidente de la República de las ternas propuestas de dos
tercios de votos de los miembros presentes de la Cámara
de Senadores. Tiene una permanencia en sus funciones de
cinco años, sin posibilidad de ser reelegido. Sólo podrá
volver a concursar por el cargo, después de transcurridos
cinco años de haber salido del mismo.
Entre las funciones de la Superintendencia se encuentran:
• Promover, en el marco de la ley, la competencia y la
eficiencia en las actividades de los sectores regulados por
SIRESE e investigar posibles conductas monopólicas,
anticompetitivas y discriminatorias en las empresas y
entidades que operan en dichos sectores, cuando considere
que pueden ir en contra del interés público,
• Otorgar, modificar y renovar las concesiones, licencias,
autorizaciones y registros, y disponer la caducidad o
revocatoria de los mismos,
• Vigilar la correcta prestación de los servicios por parte de
las empresas y entidades bajo su jurisdicción reguladora y
el cumplimiento de sus obligaciones contractuales, incluyendo
la ejecución del plan de inversiones comprometido y el
mantenimiento de sus instalaciones,
• Aprobar y publicar precios y tarifas de acuerdo con las
normas legales sectoriales, vigilando su correcta aplicación
y asegurando que la información requerida se encuentre
disponible para conocimiento de personas interesadas, sujeto
a restricciones de confidencialidad
• Aplicar sanciones en los casos previstos por las normas
legales sectoriales y por los contratos de concesión y licencia,
• Conocer y procesar las denuncias y reclamos presentados
por los usuarios, las empresas y entidades reguladas y los
órganos competentes del Estado, en relación con las
actividades bajo jurisdicción del SIRESE.
21 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
25 Ley SIRESE N° 1600 de 1994.
Comité Nacional de Despacho de Carga -CNDC
El Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC) es
creado mediante la Ley de Electricidad26 con la
responsabilidad de administración del Mercado Mayorista
de Electricidad y para la coordinación de la operación técnica
de la generación, transmisión y despacho de carga a costo
mínimo en el Sistema Interconectado Nacional. El Comité
Nacional de Despacho de Carga está conformado por
representantes de cada una de las actividades de la Industria
Eléctrica, la Superintendencia de Electricidad y los
consumidores No Regulados y cuenta con una Unidad
Operativa, siendo:
• El Comité de Representantes, el que adopta decisiones
relativas a la operación del Sistema Interconectado Nacional
y a la administración del Mercado Eléctrico Mayorista. Este
Comité se encuentra conformado por representantes de las
empresas de generación, transmisión, y distribución,
respectivamente, un representante de los consumidores no
regulados y el representante de la Superintendencia de
Electricidad, siendo este último el que ejerce la presidencia
del Comité, con derecho a voz y sólo podrá votar en caso
de empate, los restantes miembros del Comité tendrán
derecho a voz y voto.27
• La Unidad Operativa, la que está formada por un equipo
de técnicos especialistas que, con un sistema de adquisición
y recolección de datos en tiempo real (Sistema SCADA),
sistemas de medición comercial de energía y recursos
computacionales, realiza las tareas de programación,
despacho de carga en tiempo real y de post despacho
aplicando las decisiones del Comité.
El costo de funcionamiento del Comité Nacional de Despacho
de Carga es cubierto por todos los Agentes del Mercado
Eléctrico Mayorista, de acuerdo con su participación en el
mercado.
Entre las funciones del Comité Nacional de Despacho de
Carga se encuentran:
• Planificar la operación integrada del Sistema Interconectado
Nacional, con el objetivo de satisfacer la demanda mediante
una operación segura, confiable y de costo mínimo;
• Realizar el Despacho de Carga en tiempo real a costo
mínimo;
• Determinar la potencia efectiva de las unidades
generadoras del Sistema Interconectado Nacional;
• Calcular los precios de Nodo del Sistema Interconectado
Nacional, los cuales serán presentados a la Superintendencia
de Electricidad para su aprobación;
• Establecer el balance valorado del movimiento de
electricidad que resulte de la operación integrada;
• Entregar a la Superintendencia de Electricidad la
información técnica, modelos matemáticos, programas
computacionales y cualquier otra información requerida por
la Superintendencia;
• Mantener la base de datos y proporcionar la información
requerida para la facturación de las transacciones de los
Agentes del Mercado;
• Elaborar Normas Operativas, obligatorias para los Agentes
del Mercado, que determinen los procedimientos y las
26 Ley 1604, de fecha 21 de diciembre de 1994. Artículo 18.
27 Entre las reformas de segunda generación consideradas para el Mercado Mayorista se encuentra el fortalecimiento del Comité deRepresentantes. En la actualidad, todas las decisiones de este comité deben ser avaladas por la Superintendencia, a pesar de que en laLey se establece que es un cuerpo colegiado con autoridad para administrar el mercado mayorista y que el voto de la Superintendencia soloes requerido en caso de empate. También se sugiere que tenga competencia exclusiva en aspectos relacionados con su gestión, evitandola imposición de normativa por otros poderes, excepto cuando se encuentra dentro de los términos de la ley.
También se está considerando una modificación en la conformación del CNDC, tanto en la representación de los sectores como en laponderación de los votos de cada sector para lograr la implementación del mercado de contratos. Como se va a explicar más adelante, elrequerimiento de la ley de que los distribuidores contraten una parte de su demanda no se ha cumplido. En este sentido, debería considerarsela representación de los usuarios regulados y reforzar el concepto que el regulador es un actor que busca la salud de la industria en suconjunto y en el largo plazo, logrando la máxima de ser justo y razonable: permitir una remuneración justa a los oferentes de los serviciosde acuerdo con el riesgo de la industria y del país y que las tarifas que paga la demanda sean razonables.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 22
Regímenes de Precios y MercadosEléctricos
En teoría, existen dos mercados de potencia y energíaque se complementan para producir los precios que, juntocon los peajes de transmisión y distribución, y sumándoselos costos de comercialización, serían las tarifas que pagael consumidor.28 Actualmente, sin embargo y como va a serdescrito en esta sección, el mercado de contratos no seencuentra operativo por lo que los precios de la energía seforman en el mercado spot o llamado también de GastosMarginales de corto plazo.
Evolución de los Precios
Los precios medios en el Mercado Spot consideran losprecios de la energía, de la potencia y del peaje, determinadosde forma monómica con base en la energía en MWh. En elGráfico 16 se presenta la evolución de los precios mediosen el Mercado Spot durante el período 1996 a marzo de2003. Estos presentan una tendencia decreciente desdeabril de 2000, debido, por un lado, al descenso en los preciosde la energía por la sobre abundancia de recursos degeneración y a que el nivel promedio de los embalses semantuvo relativamente alto. El precio de la potencia también
sufrió reducciones. El precio medio de la energía correspondea sus transacciones en el Mercado Spot, incluyendo lascompras entre Generadores para abastecer sus contratoscon Distribuidores.
Esta tendencia decreciente de los precios se mantuvo en laprimera parte del 2003, la cual se explica por la fuertecompetencia que se ha producido entre los generadores,quienes ante la existencia de estancamiento sistemático dela demanda y de una sobreoferta de energía, declararonpara el semestre mayo-noviembre de 2003 costos degeneración más bajos, razón por la que los precios de nodode la energía cayeron a niveles cercanos a los ocho dólares.
La reducción en los precios de generación de electricidad,que en el semestre mayo-noviembre de 2003 fue histórica,se debe sin embargo a la reducción en la remuneración porpotencia dada por el cambio de la unidad de referencia. Lasbajas ocurridas en los años 2002 y 2003 no repercutieronen el usuario final debido a que se creó un fondocompensatorio, llamado Fondo de Estabilización yFinanciamiento29 para evitar alzas mayores al tres por cientoen las tarifas eléctricas.30 En este sentido, el dinero ahorradopor los costos bajos de la generación de energía es destinadoal fondo en referencia, el cual compensaría el aumentoprevisto para el semestre Nov.2003 - Mayo 2004 debido a
23 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
28 Dentro de estos costos también se incluye la tasa de regulación que se calcula sobre toda la renta de los generadores y los distribuidores.Los agentes deben cancelar el 0,95% de sus rentas a la Superintendencia para sus costos de funcionamiento, y el 1% para el CNDC. Esinteresante notar que no existe un aporte fijo para la electrificación rural, o fondo de acceso universal como si existe en el sector detelecomunicaciones por ejemplo. Los aportes para la electrificación rural provienen de las multas y sanciones, las cuales no se pueden predecir.
29 SSDE No. 014/2002
30 Debido a que se estima que este fondo tenga una vigencia permanente, algunos operadores sugieren una mayor reglamentación sobrelos aportes y usos de sus recursos.
Gráfico 16. Precios medios en el Mercado Spot (US$/MWh sin IVA)
40.95
35.85
40.01
35.53
41.42
37.93
32.74
28.974
31.44
32.95
38.9939.01
39.98
37.12
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
45.00
May-96
Oct-96
Nov-96Abr-97
May-97
Oct-97
Nov-97Abr-98
May-98
Oct-98
Nov-98Abr-99
May-99
Oct-99
Nov-99Abr-00
May-00
Oct-00
Nov-00Abr-01
May-01
Oct-01
Nov-01Abr-02
May-02
Oct-02
Nov-02Mar-03
Fuente: Superintendencia De Electricidad. Desarrollo del Mercado EléctricoMayorista Boliviano 1996 - 2001 e informes mensuales de TransaccionesEconómicas en el Mercado Mayorista.
Energía Potencia y Peaje Monómico
31.47
43.16
30.66
35.56
41.25
35.07
30.62
31.45
22.1322.41
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
45.00
Energía Potencia Peaje Monómico
CRE ELECTROPAZ ELFEC ELFEO CESSA SEPSA ERESA I.RAYMI ADE VINTO TOTAL
Gráfico 17. Precios Monómicos en el Mercado Spot por empresapara el año 2002 (US$/MWh sin IVA)
Nota: Estos precios no incluyen los precios por suministros con contrato(ELECTROPAZ y ELFEO con COBEE). Fuente: CNDC 2002 Resultadosde Operación del Sistema Interconectado Nacional.
31 La adopción de esta unidad tiene sentido cuando la generación hidráulica tiene una alta importancia relativa dentro del sistema ya quepueden proporcionar la regulación de frecuencia requerida. Esto requiere, sin embargo, que las unidades hidráulicas estén efectivamentedisponibles, lo que no ocurre con unidades de pasada que están disponibles por 3 o 4 horas al día ya que no pueden almacenar agua. Espor ello que se recomienda entre las reformas de segunda generación la remuneración a la regulación de frecuencia y a la regulación devoltaje primaria y secundaria por unidades térmicas.
32 Al ser la tarifa por el uso del STI estampillada, es decir, que se paga un precio único independientemente de la ubicación de la unidad,el pago de la transmisión por los generadores no provee una señal de ubicación de la generación. Más aún, debido a la reducción en el preciomonómico, el cual incluye el peaje, este término es absorbido por los generadores. Entre las reformas de segunda generación se estáconsiderando la revisión del procedimiento de asignación de los peajes en el STI y la pertinencia de que los generadores cubran este costo.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 24
En el Gráfico 17 se presenta el precio medio en el Mercado
Spot para el año 2002, para cada una de las empresas que
participaron en el mismo. Se puede apreciar que el
componente más importante es el pago por potencia, con
una participación promedio de 51%, y el de menor impacto
es el peaje de transmisión con una participación promedio
de 13%.
Para cada una de las actividades del Sector Eléctrico, existe
un precio asociado que se determina con base en los
siguientes criterios:
• Actividad de Generación: dada su condición competitiva,
los precios se establecen en el Mercado Eléctrico Mayorista
(MEM), con base en los costos marginales de energía y
potencia.
Sus componentes son:
a. El costo marginal de corto plazo de la energía: es igual
al costo de producción de la última maquina requerida en
el despacho de costo mínimo para satisfacer la demanda.
Para las unidades térmicas, los costos de producción se
calculan con base en las ofertas de precios de gas,
restringidos en una banda con límites regulados que realizan
semestralmente los generadores. A la fecha de la elaboración
de este informe, el precio tiene un piso de 0,41 US$/cf que
representa el costo de transporte estampillado de gas natural
dentro de Bolivia y de pago obligado por los generadores.
El techo es 1.30 US$/cf, el cual es inferior al precio de venta
en frontera a Brasil e incluye tanto el commodity como el
transporte doméstico. Esta decisión de establecer un piso
y un techo se debe a que algunos generadores declaraban
precios muy altos de gas con la certeza de que iban a ser
despachados. Otros generadores declaraban precios muy
bajos para asegurar su despacho, creando oscilaciones de
precios entre nodos y entre horas muy significativas.
b. Los precios de potencia: se determinan semestralmente
con base en el costo marginal de potencia, el cual se calcula
a partir de la anualidad del costo de inversión de la unidad
generadora más económica para entregar potencia adicional
al sistema. En la actualidad, la unidad que fija el precio de
la potencia es una unidad Siemens V-643 que actualmente
se encuentra en el Complejo Carrasco y que son
consideradas de arranque lento.31 Esto represente un pago
de 6,71US$/kW-mes que asume un costo por kW instalado
de 300 US$. El precio para el año anterior, que terminó en
Octubre, asumía un precio por kW instalado de 450 US$.
En el año 2002 era de 600 US$ por kW de potencia efectiva
que correspondía a las unidades GE de arranque rápido
ubicadas en Guaracachi.
• Actividad de Transmisión: dada su condición de
monopolio, sus precios son regulados. El ingreso tarifario
se determina a partir del costo total de transmisión, que
comprende la anualidad de la inversión y los costos de
operación, mantenimiento y administración de un sistema
económicamente adaptado. Un sistema adaptado es el
sistema dimensionado para permitir el equilibrio entre la
oferta y la demanda de electricidad, procurando el costo
mínimo y manteniendo la calidad del suministro. Los costos
de transmisión son cubiertos en una proporción de 25% por
los generadores y 75% por los consumos.32
• Actividad de Distribución: dada su condición de
monopolio, sus precios también son regulados. Su ingreso
se determina a partir del costo medio optimizado y se
distribuye de acuerdo con tarifas base determinadas para
cubrir todos los costos incluyendo una utilidad sobre la
inversión y de formulas de indexación para reflejar las
variaciones de los costos e incrementos de eficiencia.
• Sistemas Aislados: dado que en estos sistemas no
existe competencia entre generadores, esta actividad es
regulada. Igualmente, si existe actividad de transmisión está
será regulada. La distribución, como en la gran mayoría de
los sistemas del mundo, también es objeto de fijación de
tarifas por parte del regulador.
Mercado Eléctrico Mayorista
El Mercado Eléctrico Mayorista es definido en la Ley33
como aquel integrado por Generadores, Transmisores,
Distribuidores y Consumidores No Regulados, que efectúan
operaciones de compra-venta y transporte de electricidad
en el Sistema Interconectado Nacional, más las transacciones
internacionales con Mercados y sistemas de otros países.
En la Figura 2 se presenta de manera esquemática el
Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de Bolivia.
En la Ley se permiten los siguientes tipos de transacciones
en el Mercado Eléctrico Mayorista:
• Mercado de Contratos: representado por las transacciones
de compra-venta de electricidad entre Generadores, entre
Generadores y Distribuidores, entre Generadores y
Consumidores No Regulados y entre Distribuidores y
Consumidores No Regulados, contempladas en contratos
de suministro. También incluye los contratos de importación
y exportación con agentes de otros mercados. Es importante
señalar que únicamente los contratos suscritos entre Agentes
del Mercado son reconocidos en el Mercado de Contratos.
Son Agentes del Mercado Los Distribuidores, Generadores34
y Transmisores que operan en el Sistema Interconectado
Nacional con arreglo a la Ley de Electricidad y sus
reglamentos, así como los Consumidores No Regulados
habilitados por la Superintendencia.
• Mercado Spot: representado por las transacciones de
compra-venta de electricidad de corto plazo, no contempladas
en contratos de suministro.
• Contratos de Suministro mínimo para los
Distribuidores: Los contratos de suministro de electricidad
que suscriban las empresas Distribuidoras con los
Generadores, serán como mínimo para cubrir el 80% de la
demanda máxima de su área de concesión, y los mismos
serán por un período mínimo de tres (3) años35 , y con tarifas
acordadas entre las partes con base en lo establecido en la
Ley. El remanente de su demanda la pueden cubrir mediante
compras en el Mercado de Contratos y/o en el Mercado
Spot. Los contratos de abastecimiento serán pactados
libremente en cuanto a las cantidades de energía y Potencia
de Punta contratadas con cada Generador.
La suscripción de estos contratos se realizara previo concurso
entre los generadores, definiendo los nodos36 de
abastecimiento y el requerimiento de energía y potencia en
cada uno de ellos. La selección estará definida por aquella
combinación que le reporte el costo más conveniente. En
caso de que no logre obtener contratos que le cubran el
porcentaje mínimo del 80%, podrá solicitar a la
Superintendencia que le permita rebajar el porcentaje y
comprar en el mercado spot el remanente de su demanda.37
25 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
33 Ley 1604, de fecha 21 de diciembre de 1994.
34 Los Distribuidores que sean propietarios de instalaciones de Generación, se considerarán como Generadores en lo que respecta a su actividadde generación, con los mismos derechos y obligaciones de los otros Generadores, salvo excepciones que establece el Reglamento de Operación delMercado.
35 El porcentaje y duración mínima podrán ser modificados por la Superintendencia de Electricidad con base en la evolución y funcionamiento delmercado.
36 Un Nodo es el punto o barra de un Sistema Eléctrico destinado a la entrega y/o recepción de electricidad.
37 Actualmente, las únicas distribuidoras que mantienen contratos con un generador son ELECTROPAZ y ELFEO con COBEE y expiran en el 2007.Esto ocurre porque forma parte de los compromisos asumidos durante la separación patrimonial entre las actividades cuando se implementó la ley.Algunos generadores argumentan que utilizar el mercado de contratos no les es favorable, ya que el precio que los distribuidores pueden transferir alos usuarios son los precios de nodo, a pesar de que la ley establece que los términos pueden ser negociados entre las partes.
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA - MEM
Mercado de
ContratosMercado Spot
Contratos
Obligatorios
Generador-Generador
Generador - Distribuidor
Generador - Cliente No
Regulado
Distribuidor-Cliente
No Regulado
Otros Mercados
Generador
Distribuidor
Cliente No Regulado
Otros Mercados
Distribuidores deben
contratar mínimo 80%
de su demanda, que
puede estar repartida entre
varios generadores
Libertad de contratación
cantidad de energía y
potencia con cada generador
Concurso entre generadores,
para contratar con los más
convenientes a nivel de costos
Figura 2. Mercado Eléctrico Mayorista Boliviano - MEM
Metodología de Remuneración de laGeneración
Los precios de las transferencias de potencia y energía entreGeneradores y entre Generadores y Distribuidores, cuandolas transferencias no estén contempladas en contratos desuministro, son regulados debido a que los generadorestienen que hacer declaraciones de costos semestrales. Lametodología que se describe a continuación define los preciosmáximos de los suministros a las empresas de Distribuciónen los Nodos de entrega, los cuales a su vez definen losprecios máximos de los suministros a los ConsumidoresRegulados. Dichas transferencias se valoran al costo marginalde este sistema determinado por el Comité Nacional deDespacho de Carga.
Costos Variables - Energía
Los Costos Variables se determinan con base en el CostoMarginal de Corto Plazo de la Energía, que es el costo enque incurre el Sistema Eléctrico para suministrar, con undespacho económico,38 un kilovatio-hora (kWh) adicionalde energía en un determinado período a un determinado39
nivel de demanda de potencia y considerando fijo el parquede generación y transmisión.
El Costo Marginal de Corto Plazo de la Energía se determinarácomo el costo de la generación requerida por el despachoeconómico, excluyendo la generación forzada porrestricciones40 y el mismo dependerá de:
• Si la generación requerida proviene de una unidadtérmica, el costo marginal de corto plazo de energía seráel costo variable de dicha unidad asociado a producir laenergía requerida.
• Si la generación requerida proviene de una centralhidroeléctrica, el costo marginal de corto plazo de energíaserá el valor dado por la Unidad Generadora térmica másbarata disponible (con el costo asociado a plena carga).
En ambos casos el Costo Marginal de Corto Plazo de laEnergía se encuentra asociado a los costos variables deuna unidad de generación térmica. En este sentido es
importante señalar que para determinar estos costos variableslos generadores consideran, fundamentalmente, los:
• Precios de los combustibles: El Comité Nacional deDespacho de Carga determina semestralmente los preciosreferenciales de los combustibles que deben ser utilizados,para cada central de generación.
• Costos de operación y mantenimiento de referenciarepresentativos de los costos variables de producciónque no corresponden a combustibles: Estarán expresadosen $US/MWh, y los mismos serán aprobados por laSuperintendencia de Electricidad. Cuando se trate de laincorporación de unidades de generación con nuevastecnologías, la superintendencia tendrá la responsabilidadde realizar o contratar los estudios técnicos necesarios paradeterminar el valor representativo de estos costos. En relacióncon las unidades existentes, la Superintendencia determinóunos valores iniciales, que se encuentran sujetos a unaformula de indexación a partir de la fecha de entrada enfuncionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista.
Para los efectos de definir los niveles de demanda para losque se determinará el costo marginal de corto plazo deenergía se establecen los niveles horario y de bloqueshorarios.
En este sentido se tiene que los:
a. Costo Marginal de Corto Plazo de Energía Horario: serefiere al costo calculado sobre la base del nivel promediode demanda de potencia de cada hora del día con losresultados de la operación real para el despacho económico.Este costo define el precio de la energía en el Mercado Spot.
b. Costo Marginal de Corto Plazo de Energía por BloqueHorario: se refiere al costo calculado sobre la base del nivelpromedio de demanda de potencia de un bloque de horas.Este costo se encuentra asociado a la determinación delPrecio Básico de la Energía requerido para la definición delos Precios de Nodo, los cuales son explicados más adelante.
38 El despacho económico de costo mínimo es aquel despacho que minimiza el costo variable de operación del sistema, considerando todaslas restricciones impuestas por las condiciones de desempeño mínimo y la restricciones del sistema de transmisión.El Desempeño mínimo se refiere a los niveles de calidad técnica y operativa con los que el sistema eléctrico debe prestar el servicio dentrode los márgenes de seguridad de las instalaciones.
39 Es importante señalar que los precios regulados son de conocimiento público, y los estudios asociados a los mismos estarán disponiblesprevia solicitud escrita de la parte interesada.
40 Se entiende por Generación Forzada la unidad cuyo despacho se realiza fuera de mérito y de forma obligada debido a requerimientosde desempeño mínimo en un área, desplazando generación de menor costo en el sistema, la cual es remunerada con base en sus costosdeclarados.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 26
Costos Fijos - Potencia
Los costos fijos se determinan con base en el Costo Marginal
de Potencia de Punta, entendiéndose por Potencia de Punta
para el Sistema Interconectado Nacional como la demanda
máxima de potencia que se produce en un período anual,
registrada por el sistema de medición comercial. Para un
Distribuidor o Consumidor No Regulado es su demanda de
potencia coincidente con la Potencia de Punta del Sistema
Interconectado Nacional.
El Costo Marginal de Potencia de Punta es el costo unitario
de incrementar la capacidad instalada de generación de
potencia de punta del sistema. El nodo de aplicación del
Costo Marginal de Potencia de Punta es aquel nodo para el
cual se obtiene el menor costo de incrementar la capacidad
instalada de generación de Potencia de Punta por kilovatio
de potencia inyectada a la red.
El Parque Generador puede ser remunerado por:
• Potencia Firme: es la potencia asignada a una Unidad
Generadora térmica o central hidroeléctrica para cubrir la
garantía de suministro del Sistema Interconectado Nacional,
y que a lo sumo será su capacidad efectiva.
• Reserva Fría: para un área determinada, es la potencia
asignada a una Unidad Generadora térmica no remunerada
por Potencia Firme, para garantizar el suministro ante la
indisponibilidad de una Unidad Generadora remunerada por
Potencia Firme.
• Potencia de Punta Generada: es la potencia asignada
a una Unidad Generadora térmica que no es remunerada
por Potencia Firme ni Reserva Fría y cuyo generador declare
la disponibilidad de dicha unidad en la programación de
mediano plazo, en cuyo caso formará parte del Parque
Generador Disponible.
Precios de Potencia y Energía
Precios en el Mercado Spot
Los generadores que operan en el Mercado Spot son
remunerados por su producción de energía entregada al
Sistema Troncal de Interconexión y por su potencia. Se
entiende por Sistema Troncal de Interconexión a la parte del
Sistema Interconectado Nacional que comprende las líneas
de alta tensión 230 kV, 115 kV y 69 kV delimitadas por
subestaciones eléctricas, donde se realizan transacciones
de compra y venta de electricidad correspondientes al
Mercado Eléctrico Mayorista. Estas subestaciones son:
• Kenko 115 kV en La Paz,
• Vinto 69 kV, Vinto 115 kV y Catavi 69 kV en Oruro,
• Guaracachi 69 kV en Santa Cruz,
• Aranjuez 69 kV en Chuquisaca,
• Arocagua 115 kV, Valle Hermoso 115 kV, Coboce 115 kV
y Chimoré 230 kV en Cochabamba,
• Potosí 69 kV, Punutuma 69 kV y Don Diego 69 kV en
Potosí.
El Comité Nacional de Despacho de Carga calculará, al final
de cada mes, la remuneración a los generadores,
correspondiente a su energía y potencia, la cual se
determinará de la siguiente manera:
• La remuneración total por energía despachada, para
cada Central, será determinada como la integración en el
período de la energía horaria inyectada al Sistema Troncal
de Interconexión multiplicada por el Costo Marginal de
Energía Horario en el nodo. En el caso de la energía por
generación forzada o energía generada por unidades
asignadas al servicio de Reserva Fría, el Generador recibirá
como remuneración su valorización a su costo variable.41
27 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
41 Decreto Supremo N° 26093. Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico, Artículo 67.
• La Potencia de punta 42 se remunera sobre la base de
la potencia capaz de aportar en la hora de punta al sistema.
Esta última se define como la hora punta anual prevista
para un año seco y para una determinada disponibilidad del
conjunto de las centrales termoeléctricas (potencia firme).43
En este sentido para la:
a. Central hidroeléctrica, la potencia remunerada será la
Potencia Firme previo descuento por indisponibilidad forzada
y programada.44
b. Unidad Generadora térmica con Potencia Firme, la potencia
remunerada en el mes será igual a la Potencia Firme menos
los descuentos por indisponibilidad programada. Al valor
resultante se aplicará los descuentos por indisponibilidad
forzada determinada por el CNDC.
c. Unidad Generadora térmica con potencia de Reserva
Fría, la potencia remunerada en el mes será igual a la
potencia de Reserva Fría menos los descuentos por
indisponibilidad establecidos en la Norma Operativa de
Reserva Fría.
d. Unidad Generadora térmica sin Potencia Firme ni Reserva
Fría, que haya operado en un mes, la Potencia de Punta
Generada (PPG) remunerada en ese mes será la potencia
media generada en el bloque alto (energía generada dividida
entre las horas del bloque alto del mes).
Es importante señalar, que para el caso de la potencia, para
cada año, una vez transcurrido el período de punta, se
recalculan las potencias firmes sobre la base de la energía
demandada y potencias de punta reales registradas en el
mercado, realizándose los ajustes a las transacciones
correspondientes al período mayo-octubre, dado que la
potencia de punta se registra al terminar el período en
referencia.
Precios de los Generadores a los Distribuidores
Los precios por generación que los distribuidores pueden
trasladar como máximo a sus clientes regulados, son los
denominados Precios de Nodo y los mismos constituye una
referencia obligada para los contratos de suministro entre
generadores y distribuidores en el mercado de contratos. El
Comité Nacional de Despacho de Carga realiza estudios
con base en las ofertas de precios de gas y la información
que semestralmente presentan los generadores, creando
Precios Referenciales para el Mercado Eléctrico Mayorista.
Semestralmente, la Superintendencia de Electricidad revisa
y aprueba los precios de la energía y la potencia para cada
nodo del sistema, los precios de transmisión y las respectivas
formulas de indexación, siendo estos los precios máximos
que los distribuidores pueden transferir a las tarifas de sus
clientes finales.45
Los Precios de Nodo se refieren al conjunto de precios
constituidos por el precio de nodo de energía, precio de
nodo de potencia de punta, el peaje unitario atribuible a los
consumos y el cargo por reserva fría. Siendo el:
• Precio de Nodo de Energía para cada nodo y cada
bloque horario: el Precio Básico de la Energía del respectivo
bloque horario, multiplicado por el Factor de Pérdidas de
Energía del nodo.
42 Decreto Supremo N° 26093. Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico, Artículo 68.
43 Este mecanismo permite remunerar la potencia de punta pero no garantiza su disponibilidad de las unidades de generación hidráulica. La entrada de algunasunidades hidráulicas demostró algunas debilidades del marco regulatorio boliviano ya que en vez de bajar los precios por una mayor oferta, estos terminaronsubiendo. Las centrales hidroeléctricas "de pasada" o unidades de punta, las cuales solo tienen que estar disponibles 3 horas al día, perciben la misma remuneraciónpor la potencia que las unidades que están disponibles durante las 24 horas del día, o incluso durante el período seco.
44 La potencia efectiva se calcula sobre la base de una probabilidad de disponibilidad de agua del 98%, lo cual es muy razonable. La confiabilidad, sin embargo,se ha determinado sobre una serie muy corta, de 16 años, lo que se podría traducir en un margen de error mayor al esperado. A medida de que vayan transcurriendolos años se tendrá una serie más larga, traduciéndose en una mayor precisión para determinar la potencia de punta a remunerar.
45 El que la Superintendencia apruebe por adelantado cuales serán los precios que van permitir ser traspasados a los usuarios elimina los incentivos para quelas distribuidoras firmen contratos de suministro con los generadores ya que no existe ningún mecanismo compensatorio para traspasar las diferencias entre elprecio aprobado por la Superintendencia y el que estaría establecido en los contratos. Tal como se tiene para COBEE o como ocurre en otros países, el precioestablecido en los contratos pueden ser transferidos íntegramente a los consumidores (pass-through). En el segundo caso, la Superintendencia podría vigilar elproceso de licitación de los contratos de las distribuidoras, o idealmente, establecer ciertos requerimientos mínimos que deben regir las negociaciones entregeneradores y distribuidores. El aspecto de cómo dar cumplimiento a la ley que establece que los distribuidores deberán adquirir el 80% de su energía por mediode contratos será uno de los elementos a considerar como parte de las reformas de segunda generación.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 28
• Precio de Nodo de Potencia de Punta para cada nodo:
el Precio Básico de Potencia de Punta multiplicado por el
Factor de Pérdidas de Potencia correspondiente.
• Peaje atribuible a los consumos: se calculará como la
diferencia entre el valor del peaje total y el monto del peaje
atribuible a los generadores, dividido por la potencia de
punta de todos los agentes consumidores.
El Peaje de Transmisión es la diferencia entre el costo anual
de transmisión y el ingreso tarifario anual, siendo el peaje
atribuible a los generadores el 25% de este peaje, y el
atribuible a los consumos el 75% restante.
Es importante señalar, que el peaje unitario atribuible a los
consumos, es incluido en el Precio de Nodo de potencia
correspondiente.
• Cargo por Reserva Fría: es igual a la valorización de los
costos variables de las unidades de generación asignadas
como reserva fría.46
Precio Básico de la Energía
El Precio Básico de Energía, para un bloque horario, es un
precio tal que multiplicado por cada una de las cantidades
de energía correspondientes al bloque horario, proyectadas
en un período determinado, produce igual valor actualizado
que el producto de cada una de dichas energías por el costo
marginal de corto plazo esperado de energía del bloque
horario.
Para determinar el Precio Básico de Energía (PBE) para
cada bloque horario y para el valor promedio se requiere
conocer:
1. Costo Marginal de Corto Plazo de Energía Esperado
(CMCPEEi) para un bloque determinado o para el valor
promedio en la semana i. Se considera como semana 1 a
la primera semana de mayo o de noviembre de acuerdo a
la programación de mediano plazo.
2. Demanda de energía en la semana i (Di), para el bloque
horario determinado.
3. Tasa de actualización semanal (T), equivalente a la tasa
de actualización anual definida para la actividad de generación
en 12% .47
La fórmula que se debe utilizar para la determinación del
Precio Básico de la Energía es la siguiente:
Precio Básico de la Potencia de Punta
Para determinar el Precio Básico de la potencia de punta se
establece el siguiente procedimiento:
1. El Costo de Inversión se obtendrá de la siguiente manera:
primero, se determinará la potencia nominal, tecnología y
ubicación de la Unidad Generadora más económica
apropiada, para suministrar potencia adicional durante las
horas de demanda máxima anual del sistema. Determinará
los años de vida útil de los respectivos equipos de generación
e interconexión al Sistema Troncal de Interconexión. Segundo,
se obtendrán los Precios FOB de la unidad generadora
económica que se definió en primera instancia, y se le
agregarán los costos de fletes, gastos de aduana, montaje,
conexión y los demás que la Superintendencia determine
como necesarios para dejar la Unidad Generadora en
condiciones operativas. Estos Costos no deben ser mayores
al 50% del valor de catálogo de los equipos.
29 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
46 Decreto Supremo N° 26093. Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico, Artículo 67.
47 Fijada en el artículo 48° de la Ley 1604, y modificada en la Resolución Ministerial 01 de fecha 03 de enero de 2000, en donde la tasa deactualización paso de 10% a 12% anual, exclusivamente para la actividad de generación.
PBE = ( CMCPEE1 x D1 i/ (1+T)1)/( D1/ (1+T)1)
i=52 i=52
i=1 i=1
2. Se determina la anualidad del capital a considerar, como
el producto del Costo de Inversión definido y el Factor de
Recuperación del Capital (FRC). El FRC se determina con
base en la vida útil de los equipos de generación e
interconexión definidas previamente y una tasa de
actualización del 12% anual.48
3. Se adiciona a la anualidad del capital, los costos de
operación y mantenimiento, los cuales son el equivalente
del 1,5%49 del total del Costo de Inversión.
4. El Precio Unitario de la Potencia se obtiene de dividir la
anualidad del capital invertido, más los costos de operación
y mantenimiento, entre la capacidad efectiva de la unidad
generadora seleccionada.
5. Al Precio Unitario de la Potencia se le agrega:
• Un porcentaje equivalente a la no disponibilidad teórica
del sistema, entendida como el exceso porcentual que
representa la capacidad efectiva respecto a la potencia firme
de la Unidad Generadora de punta. Este porcentaje se
encuentra usualmente entre 5% y 15%.50
Un porcentaje correspondiente a la no disponibilidad
programada de la Unidad Generadora de punta que es
aprobado por la Superintendencia, con base en un estudio
especializado de consultoría que deberá ser contratado por
el Comité.
Operación del Sistema
La operación óptima del Mercado Eléctrico Mayorista para
abastecer la demanda, en las condiciones que establece la
reglamentación vigente en Bolivia, de desempeño mínimo
y al costo mínimo total, requiere de una programación de la
operación del sistema, la cual es realizada por el Comité
Nacional de Despacho de Carga. La programación se realiza
de manera diaria y semanal.
Las programaciones diarias y semanales son la base para
la operación en tiempo real del sistema de generación y
transmisión. Estas programaciones son realizadas con base
en la utilización de los Modelos de Simulación aprobados
por la Superintendencia de Electricidad e información
suministrada por los Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista.
El Modelo Stochastic Dual Dynamic Programming (SDDP)
en su versión 7.0, para la planificación operativa de sistemas
hidrotérmicos, es el utilizado por el Comité Nacional de
Despacho de Carga, para realizar la programación de
mediano plazo, el despacho económico de carga y estudios
y análisis del Sistema Interconectado Nacional. Para el
despacho económico de corto plazo utiliza el Modelo NCP
que complementa el modelo de corto plazo del SDDP para
el cálculo de la potencia firme. Los criterios básicos para la
programación diaria y semanal se presentan en la Norma
Operativa N° 1, denominada Programación de la Operación,
la cual es una Resolución de la Superintendencia de
Electricidad.
La Programación Semanal51 tiene por objeto determinar la
asignación optima de potencia horaria de cada central
hidroeléctrica y cada unidad termoeléctrica, para atender la
demanda prevista por el Mercado de Energía Mayorista a
costo mínimo, e informar a los Agentes del Mercado de:
• La operación probable del sistema de generación -
transmisión,
• Las restricciones de abastecimiento, y
• Los respectivos costos marginales de la semana siguiente.
La Unidad Operativa del Comité Nacional de Despacho de
Carga (CNDC), elabora un informe semanal, presentado a
los Agentes del Mercado el último día hábil de la semana,
en la Página WEB del CNDC, con la información de la
programación de la siguiente semana, que contiene las
previsiones de la generación de cada central, evolución del
costo marginal del sistema, restricciones de abastecimiento
y programación de mantenimientos. Adicional a está
información, estará a la disposición de los Agentes de
Mercado, toda la información necesaria para procesar los
Modelos de Simulación.
48 Fijada en el artículo 48° de la Ley 1604, y modificada en la Resolución Ministerial 01 de fecha 03 de enero de 2000, en donde la tasa de actualización pasode 10% a 12% anual, exclusivamente para la actividad de generación.
49 Este porcentaje podrá ser modificado con base en estudios contratado por la Superintendencia a empresas consultoras especializadas.
50 Estos límites podrán ser modificados por la Superintendencia, con base en estudios realizados por el Comité.
51 Norma Operativa N° 1: Programación de la Operación. Superintendencia de Electricidad. Resolución SSDE N° 161/2002 de fecha 12-08-2002.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 30
La Programación Diaria o Predespacho, cumple con el mismo
objetivo que la Programación Semanal, solo que presenta
la programación para el día siguiente, con carácter preliminar
para el resto de la semana, y en la misma se realiza una
actualización de la Programación Semanal tomando en
consideración la demanda, la potencia disponible, el volumen
útil de los embalses, el caudal medio previsto para el día
siguiente, la disponibilidad de combustibles, y la capacidad
disponible de transmisión. La Unidad Operativa pondrá en
la Página WEB del CNDC, antes de las cuatro (4) de la tarde
de cada día, la información necesaria para que cada Agente
del Mercado pueda reproducir el Predespacho.
Es importante destacar, que el Predespacho constituye la
base para la operación en tiempo real para el día siguiente,
y en caso de producirse desviaciones, entre lo real y lo
previsto, de manera eventual o sostenida de más del 5% la
Unidad Operativa está autorizada para realizar ajustes en
tiempo real, que permitan mantener al sistema dentro de
una operación económica, y esto es lo que se denomina un
Redespacho.
Fijación de los Precios y Ajustes
Mercado Spot
Los Precios son determinados por el Comité Nacional de
Despacho de Carga y presentados a la Superintendencia
de Electricidad para su revisión y aprobación.
Generadores a Distribuidores
Los Precios de Nodo son determinados por el Comité Nacional
de Despacho de Carga y presentados a la Superintendencia
de Electricidad para su revisión y aprobación.
Los Precios de Nodo serán aprobados por la
Superintendencia de Electricidad mediante Resolución, y
deberán ser publicados junto con sus respectivas formulas
de indexación, cada seis (6) meses.
Las empresas eléctricas están autorizadas a efectuar ajustes
de sus precios de venta, con base en la formulas de
indexación, las cuales son de aplicación mensual, y utilizan
los siguientes indicadores:
• Precio del Dólar,
• Precios de los Combustibles, e
• Índice de Precios al Consumidor.
La Fórmula de Indexación52 utilizada Precios de Nodo de
Potencia de Punta (sin peaje), del Precio de Nodo de Energía
y del Cargo por Reserva Fría serán las siguientes:
Donde:
PNP Precio de Nodo indexado de potencia
PNPo Precio de Nodo base de potencia calculado con el
Precio Básico de Potencia
CRF Cargo de Reserva Fría Indexado
CRFo Cargo de Reserva Fría base
PNE Precio de Nodo indexado de la energía
PNEo Precio de Nodo base de la energía
PD Precio del dólar
PDo Precio base del dólar
D Tasa arancelaria aplicable a equipo electromecánico
de generación.
Do Tasa arancelaria base aplicable a equipo
electromecánico de generación.
IPC Índice de precios al consumidor a la fecha de la
indexación
IPCo Índice de precios al consumidor base
a Proporción del costo de equipo importado por unidad
de potencia, en el Precio de Nodo de la potencia
b 1-a
PG Precio actual del Combustible.
PGo Precio base del Combustible.
c Proporción del costo del Combustible por unidad
de energía en el Precio de Nodo de Energía.
d 1-c
31 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
52 Decreto Supremo 26094 de 2 de Marzo de 2001. Reglamento de Precios y Tarifas. Artículo 21.
PNP = [a*PD*(1+D)/(PD0*(1+D0))+b*1PC/IPC0]*PNP0
CRF = [a*PD*(1+D)/(PD0*(1+D0))+b*1PC/IPC0]*CRF0
PNE = [c*PG/PG0+d*IPC/IPC0]*PNE0
En Casos de Racionamiento
Para Bolivia el Costo de Racionamiento es aquel en que
incurren los consumidores al no disponer de energía, debido
a restricciones de suministro motivadas por sequía o por
indisponibilidad prolongada de unidades generadoras, o de
equipos de transmisión. El Comité Nacional de Despacho
de Carga (CNDC) es el responsable de preparar los
Programas de Racionamiento, los cuales son de obligatorio
cumplimiento por parte de los Distribuidores y Consumidores
no Regulados por ser Agentes del Mercado.
Los Programas de Racionamiento son considerados por el
CNDC en los cálculos de los Precios de Nodo y en la
elaboración del Programa de Operación Óptimo. Este
programa minimiza el costo de operación y racionamiento
para el período de estudio correspondiente en la
programación de mediano plazo con base en lo establecido
en el Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico.53
Metodología de Remuneración de latransmisión
En Bolivia el Sistema Nacional de Transmisión se divide en
Sistema Troncal de Interconexión (STI) y Sistema No Troncal
de Interconexión (SNTI). El primero se cobra a todos los
agentes que participan en el MEM, mientras que el segundo
se cobra únicamente a los usuarios de ese sistema. El costo
anual de transmisión para los dos sistemas es la sumatoria
del costo de inversión anualizado, la rentabilidad permitida
y el costo de operación y mantenimiento. El total de estos
costos para el STI y los SNTI representan la remuneración
máxima permitida para las instalaciones de transmisión.
• El costo anual de inversión es igual a la anualidad de la
inversión de las instalaciones de transmisión correspondientes
a un Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado,54
el cual ha sido aprobado por la Superintendencia.55 Se
obtiene la anualidad del producto del valor total de la inversión
por el factor de recuperación del capital utilizando una tasa
de actualización del 10% anual en términos reales56 y una
vida útil de 30 años.
• Los costos anuales de operación, mantenimiento y
administración es equivalente a un máximo del tres por
ciento del costo anual de la inversión reconocido.57
Para el caso específico del Sistema No Troncal de
Interconexión (SNTI) se consideran también los costo
anuales asociados a las pérdidas de transmisión y
transformación, cuando corresponda. Estás pérdidas se
determinarán con base en los factores de pérdidas
representativos de las pérdidas medias de potencia y energía
en instalaciones de transmisión económicamente adaptadas.
Con dichos factores y con los Precios de Nodo de potencia
y energía, se obtendrá el costo de las respectivas pérdidas58.
Está remuneración máxima permitida para cada uno de los
Sistemas, será recaudada con base en el uso que hagan
los Generadores y los Consumos. La recaudación en
referencia difiere de un sistema a otro.
Recaudación Remuneración Máxima Permitida para el STI
Para el Sistema Troncal de Interconexión, la recaudación
se calcula tanto paralos generadores como para las
distribuidoras.
53 El Programa SDDP requiere de un costo de racionamiento para poder balancear la oferta con la demanda. El costo de racionamiento seasume como la unidad virtual que hace que los consumidores sean indiferentes entre el consumo de electricidad y dejar de consumir. Estevalor es actualmente fijado en US$ 5000, el cual es considerado alto. Entre las propuestas de revisión del MEM se encuentra la fijación deeste valor.
54 Al momento de su incorporación, están dimensionadas de forma tal que constituyan la alternativa de mínimo costo total de inversión,operación, mantenimiento, administración y pérdidas de transmisión, para una determinada demanda y oferta de generación comprometida,manteniendo los niveles mínimos de desempeño establecidos por la Superintendencia.
55 Decreto Supremo 26094 de 2 de Marzo de 2001. Reglamento de Precios y Tarifas. Artículo 1.
56 Ley 1604, de fecha 21 de diciembre de 1994. Artículo 48. Esta tasa sólo podrá ser modificada por el Ministerio, mediante resoluciónadministrativa debidamente fundamentada. La nueva tasa de actualización fijada por el Ministerio no podrá diferir en más de dos (2) puntosporcentuales de la tasa vigente.
57 Decreto Supremo 26094 de 2 de Marzo de 2001. Reglamento de Precios y Tarifas.. Artículo 26. Este porcentaje podrá ser modificadocon base en estudios que serán encargados por la Superintendencia a empresas consultoras especial izadas.
58 Decreto Supremo 26094 de 2 de Marzo de 2001. Reglamento de Precios y Tarifas. Artículo 37.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 32
Generadores:
1. Ingreso Tarifario. Se determina como la diferencia entre
los retiros valorizados de energía y Potencia de Punta y las
inyecciones valorizadas de energía y Potencia de Punta
respectivamente, en los diferentes nodos del Sistema Troncal
de Interconexión. Como inyección de Potencia de Punta en
los nodos de Generadores se considerará la que resulte de
despachar la potencia firme de las Centrales generadoras.
Esta valorización se efectuará utilizando los costos marginales
de corto plazo de energía y potencia utilizados por el Comité
Nacional de Despacho de Carga para determinar las
transacciones entre los agentes en el Mercado Spot.59
a. Peaje de Transmisión, que se atribuye a los generadores
es igual al 25% del Peaje Total del Sistema Troncal de
Interconexión. Este uso atribuible a los Generadores está
asociado al transporte de la producción de una determinada
central en el STI. El Peaje Total de Transmisión se determina
como la diferencia entre el costo anual de transmisión y el
ingreso tarifario anual. El pago será realizado por los
generadores de forma mensual y el mismo será el resultado
de la multiplicación del peaje unitario de los generadores
por toda su energía inyectada y registrada en los medidores
reconocidos por el Comité Nacional de Despacho de Carga
para fines de transacciones comerciales de energía y
potencia.
2. Consumos: únicamente pagaran la diferencia entre el Peaje
Total de Transmisión y el Peaje atribuible a los generadores,
o el equivalente al 75% del Peaje Total de Transmisión. El
peaje unitario atribuible a los consumos, se determina dividiendo
el monto del peaje por la potencia de punta de todos los agentes
consumidores. Este peaje será incluido en el Precio de Nodo
de Potencia que corresponda a cada consumo.
Es importante señalar, que los Peajes atribuibles a los
Generadores y a los Consumos son determinados por el Comité
Nacional de Despacho de Carga y remitidos, junto con las
respectivas fórmulas de indexación, a la Superintendencia de
Electricidad para su revisión y aprobación, la cual se realizará
mediante Resolución.
Sistema No Troncal de Interconexión
Para el Sistema No Troncal de Interconexión, la recaudación
se realizará entre los agentes a los cuales se les atribuya
su uso. El uso de las Instalaciones del Sistema No Troncal
de Interconexión es el asociado a aquellas instalaciones
utilizadas para conectar Centrales al Sistema Troncal de
Interconexión, en el caso de los:
1. Generadores, deberán pagar por los tramos utilizados
en proporción a la potencia firme de dichas centrales.
2. Consumos, deberán pagar por los tramos utilizados por
el generador, contratado o utilizado, para abastecer el
consumo respectivo, el cual será incluido en los Precios de
Suministro a los Distribuidores o Consumidores no Regulados.
Los Generadores que efectúen el suministro deberán pagar
por los tramos utilizados en proporción a la Potencia de
Punta retirada para dicho efecto.
Actualización de los Costos y Factor de Ajuste
Los costos de transmisión, asociados tanto al Sistema Troncal
de Interconexión, como al Sistema No Troncal de
Interconexión, serán actualizados cada cuatro (4) años, por
cada agente transmisor, quién tiene la responsabilidad de
contratar un estudio con una empresa consultora, previamente
precalificada por la Superintendencia de Electricidad. Los
costos resultantes de el estudio en referencia y las respectivas
fórmulas de indexación deben ser remitidas a la
Superintendencia, con los respaldos correspondientes para
su revisión y posterior aprobación.
En caso de producirse retiros de tramos de instalaciones de
transmisión pertenecientes al Sistema Troncal de
Interconexión, los transmisores requieren de la autorización
de la Superintendencia, previo informe del Comité Nacional
de Despacho de Carga, el mismo que deberá rebajar el
costo anual de transmisión y considerar la nueva topología
de la red en el siguiente cálculo de peajes.60
33 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
59 Decreto Supremo 26094 de 2 de Marzo de 2001. Reglamento de Precios y Tarifas. Artículo 27.
60 Decreto Supremo 26094 de 2 de Marzo de 2001. Reglamento de Precios y Tarifas. Artículo 31.
61 Ley 1604, de fecha 21 de diciembre de 1994. Artículo 9 y 12.
62 Decreto Supremo N° 26093. Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico. Artículos 1, 9, 11 y 49.
63 Decreto Supremo N° 25986. Reglamento de Comercialización e Interconexiones Internacionales de Electricidad, de fecha 16 de noviembrede 2000.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 34
Cuando se trate del Sistema no Troncal de Interconexión,los retiros o adiciones de tramos en las instalaciones delmismo, requieren de autorización mediante Resolución dela Superintendencia de Electricidad, para que está puedaretirar o adicionar, los costos de inversión, y los costos deoperación, mantenimiento y administración correspondientes.
En el caso del Sistema Troncal de Interconexión existenfórmulas de indexación, por los efectos de los cambios enel Precio del Dólar y en el Índice de Precios al Consumidor,para:
• Los peajes atribuibles a los generadores y a losconsumos, la cual es de aplicación mensual, y estádefinida así:
donde:
PJG = Peaje indexadoPJGo = Peaje basePD = Precio del dólarPDo = Precio base del dólarD = Tasa arancelaria aplicable a equipo electromecánico
de transmisiónDo = Tasa arancelaria base aplicable a equipo
electromecánico de transmisiónIPC = Índice de precios al consumidor a la fecha de la indexaciónIPCo= Índice de precios al consumidor basea = Proporción del costo de las instalaciones de
transmisión en el Precio de Nodo de la potenciab = 1-a
Los ponderadores a y b serán calculados por el Comité encada estudio para fijación de peajes.
• Los costos de inversión y de los costos de operación,mantenimiento y administración, la cual es de aplicaciónsemestral, y está definida así:
donde:
CI = Costo anual de inversión indexadoCIo = Costo anual de inversión baseCOYM =Costo anual de operación, mantenimiento y
administraciónCOYMo =Costo anual de operación, mantenimiento y
administración basePD = Precio del dólarPDo = Precio base del dólarD = Tasa arancelaria aplicable a equipo electromecánico
de transmisiónDo = Tasa arancelaria base aplicable a equipo
electromecánico de transmisiónIPC = Índice de precios al consumidor a la fecha de la
indexaciónIPCo = Índice de precios al consumidor basea = proporción del costo de equipo importado en el
Precio de Nodo de la potenciab = 1-ac = proporción de componente importada en el COYMd = 1-c
Los ponderadores a, b, c y d serán calculados en el mismo estudio que
determine los CI y los COYM.
En el Caso del Sistema No Troncal de Interconexión sólo estaprevisto que las empresas propietarias remitan semestralmentea la Superintendencia de Electricidad, los precios y fórmulasde indexación por uso de las instalaciones asociadas a estesistema, sobre la base de los costos anuales de transmisiónantes explicados, así como los retiros y adiciones quecorrespondan, con sus respectivos respaldos de los valorespresentados. La Superintendencia revisará y aprobará medianteResolución.
In terconexiones In ternac ionales
Marco Legal
Las exportaciones e importaciones de electricidad y lasinterconexiones internacionales son realizadas en Bolivia conbase en lo establecido en la Ley61 , en el Reglamento deOperación del Mercado Eléctrico62 y el Reglamento deComercialización e Interconexiones Internacionales deElectricidad63 . Este último fue elaborado con el objetivo deestablecer un marco legal claro y transparente de las operacionesdel comercio internacional de electricidad, acorde con lasdisposiciones, lineamientos y principios establecidos en la Leyde Electricidad,
PGJ = [a*PD*(1+D)/(PD0*(1+D0))+b*1PC/IPC0]*PGJ0
CI = [a*PD*(1+D)/(PD0*(1+D0))+b*1PC/IPC0]*CI0
COYM = [c*PD/PD0+d*IPC/IPC0]*COYM0
El Reglamento de Operación del Mercado eléctrico permite
realizar transacciones de electricidad en el Mercado Eléctrico
Mayorista de Bolivia con mercados y sistemas de otros
países a través de los agentes habilitados en sus países
para realizar transacciones de energía en sus respectivos
mercados y que han cumplido con lo establecido en la Ley
de Electricidad y el Reglamento de Comercialización e
Interconexiones Internacionales de Electricidad de Bolivia.
Estos agentes pueden participar tanto en el mercado de
contratos como en el mercado spot para realizar transacciones
internacionales, siendo el Comité Nacional de Despacho de
Carga el responsable de la coordinación de la operación de
los enlaces y de la comercialización de estos intercambios.
Es importante destacar que el Comité Nacional de Despacho
de Carga está autorizado a dar Prioridad de Suministro al
Mercado Nacional de Electricidad en caso de producirse
restricciones físicas tanto en los Sistemas Nacionales como
Internacionales de Electricidad.64 Las operaciones
Internacionales de Electricidad, deben cumplir como mínimo
las siguientes condiciones, en ambos lados de la frontera
nacional:
a. Principios de despacho económico en cada sistema,
b. No discriminación a demandantes y oferentes,65
c. Coordinación técnica y operativa,
d. Compatibilidad técnica entre sistemas,
e. No disminución de los niveles de calidad y confiabilidad
de los sistemas que se interconectan.
La valoración de las importaciones y exportaciones de
electricidad se realizará siguiendo los criterios de valoración
de energía, potencia, peajes y otros cargos establecidos en
la Ley de Electricidad, el Reglamento de Operación del
Mercado Eléctrico y en el Reglamento de Precios y Tarifas,
utilizando como punto de referencia a un "Nodo
Internacional."66
Interconexión Bolivia y Perú
Bolivia ha establecido relaciones comerciales con Perú,
desde 1990 hasta la fecha, aunque el volumen de exportación
ha venido decreciendo de manera significativa en los últimos
años, pero se espera que con la interconexión entre la Paz
y Puno (Perú) se podría incrementar estos volúmenes67
(Ver Gráfico 18).
35 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
64 Decreto Supremo N° 25986. Reglamento de Comercialización e Interconexiones Internacionales de Electricidad, de fecha 16 de noviembrede 2000. Artículo 29.
65 Este tratamiento asimétrico de la Ley al CNDC y a los operadores internacionales puede entrar en conflicto con la Decisión 536 de laCAN, descrita más adelante.
66 Decreto Supremo N° 25986. Reglamento de Comercialización e Interconexiones Internacionales de Electricidad, de fecha 16 de noviembrede 2000. Se entiende por Nodo Internacional el punto o barra del Sistema Nacional de Electricidad destinado a la entrega y/o recepción deelectricidad para el Comercio Internacional de Electricidad. Este nodo define la conexión física de las "Instalaciones de Transmisión NoDedicada" que es la infraestructura de transmisión de electricidad que se realiza en las redes de los Sistemas Nacionales de Electricidad,sujetas a precios regulados y a las directivas de un Comité Nacional de Despacho. Las instalaciones de "Transmisión Internacional Dedicada"pertenecientes al Sistema Nacional de Electricidad consisten en el Sistema Internacional de Electricidad dedicado únicamente a la transmisiónde electricidad, cuya operación está bajo la autoridad de un Comité Internacional de Despacho dentro de un esquema de contratos privadosde interconexión e intercambio de electricidad entre uno o más agentes nacionales y extranjeros. Sus precios no están sujetos a la autoridadregulatoria de ninguno de los países vinculados.
67 Diagnostico del Sector Eléctrico 1990-2002. Christian Cárdenas. Abril 2003.
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,01990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
GWh
Gráfico 18: Volúmenes de Electricidad Exportados al Perú
Fuente: Superintendencia de Electricidad
Los estudios para concretar el proyecto para la interconexión
entre Perú y Bolivia con un recorrido de aproximadamente
240 kilómetros y una inversión entre 60 y 80 millones de
dólares, fueron entregados a los gobiernos peruanos y
bolivianos. La propuesta fue realizada por las empresas Red
Eléctrica del Sur (REDESUR) y TDE a sus gobiernos
respectivos, las cuales son administradas por el mismo grupo
empresarial, Red Eléctrica de España. El proyecto consiste
en la unión de las subestaciones de 220 kV en Puno en el
sur de Perú con las de 230 kV en Senkata, cerca de La Paz,
cruzando la frontera en Desagüadero. La parte que se
considera de mayor costo para el desarrollo del Proyecto
es la asociada a la subestación para la conversión de
frecuencias el cual representaría aproximadamente el 50%
de la inversión total, dado que el sistema peruano trabaja
con 60 ciclos y Bolivia con 50 ciclos.
En teoría existen varias alternativas para manejar el proyecto
como por ejemplo establecer un contrato entre un actor
peruano y uno boliviano; o subastar al mejor postor el uso
de las líneas de transmisión entre ambos países y el que
gane la licitación el que financie la obra, la Decisión 536 de
diciembre de 2002 obliga a Perú a lograr la integración
comercial de los mercados de electricidad.
Decisión 536 de la CAN
La normativa comunitaria es altamente coincidente con el
marco regulatorio boliviano, salvo por tres aspectos. El
primero se refiere al conflicto la ley con la Decisión 536 ya
que la primera privilegia a la demanda nacional en relación
con la extranjera.68 Oswaldo Irusta, Director de Gestión y
Estrategias de la Superintendencia de Electricidad, en una
entrevista con Energy Press y publicada el Reporte (S/F)
"Interconexión Eléctrica Regional" explica que existen otros
dos aspectos que difieren entre la normativa boliviana y la
normativa regional. La norma comunitaria que no permite a
los dueños de los enlaces percibir las rentas que se originan
del diferencial de precio existente entre los dos mercados.
Luego, la regulación andina prohíbe subsidios o incentivos,
o en general cualquier restricción que no esté relacionada
con limitaciones a la capacidad disponible en los enlaces
para la importación o exportación de electricidad.
La Decisión de la CAN N° 536, publicada el 17 de diciembre
de 2002 establece el "Marco General para la interconexión
subregional de sistemas eléctricos e intercambio
intracomunitario de electricidad", suscrito por los Ministro de
Colombia, Ecuador, Perú y Venezuela. Este acuerdo no fue
suscrito por Bolivia pero se incluyó la siguiente disposición
transitoria:
La presente Decisión no será aplicable a Bolivia, hasta que
este País solicite su incorporación a la misma. Para la
incorporación de Bolivia no se requerirá modificar la Decisión,
sino que bastará con que ese País notifique formalmente
su intención a la Comisión de la Comunidad Andina.
Dado que Perú es un importante socio comercial para Bolivia,
y Bolivia no suscribió el acuerdo y tiene una normativa legal
vigente diferente a la Decisión 536, para producirse nuevas
negociaciones entre estos países se deben armonizar algunos
elementos del marco regulador boliviano que se encuentren
en conflicto con la Decisión. El Reglamento Boliviano sobre
Comercialización e Interconexiones Internacionales de
Electricidad69 señala, sin embargo, que se cumplir con el
principio de Reciprocidad y Simetría estableciendo que:
De forma de asegurar a los Agentes nacionales y a los
Agentes extranjeros condiciones de igualdad en sus
relaciones mutuas, sin ventajas o desventajas para ninguno
de ellos, las actividades de la Industria Eléctrica que se
desarrollen como parte del Comercio Internacional de
Electricidad deberán enmarcarse en los Convenios
Internacionales vigentes con sujeción a la Ley de Electricidad,
la Ley SIRESE y sus disposiciones reglamentarias.
Esto podría obligar a Bolivia a cumplir con lo dispuesto en
la Decisión CAN 536, estando incorporada o no en la misma.
Las reglas establecidas en la Decisión CAN 536 son:
1. Los Países Miembros no mantendrán discriminaciones
de precios entre sus mercados nacionales y los mercados
externos, ni discriminarán de cualquier otra manera en el
tratamiento que concedan a los agentes internos y externos
en cada País, tanto para la demanda como para la oferta
de electricidad.
68 Ver nota al pié #64
69 Decreto Supremo N° 25986. Reglamento de Comercialización e Interconexiones Internacionales de Electricidad, de fecha 16 de noviembrede 2000.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 36
2. Los Países Miembros garantizarán el libre acceso a las
líneas de interconexión internacional.
3. El uso físico de las interconexiones será consecuencia
del despacho económico coordinado de los mercados, el
cual será independiente de los contratos comerciales de
compraventa de electricidad.
4. Los contratos que se celebren para la compraventa
intracomunitaria de electricidad serán únicamente de carácter
comercial. Ningún contrato de compraventa podrá influir en
el despacho económico de los sistemas.
5. La remuneración de la actividad del transporte de
electricidad en los enlaces internacionales tendrá en cuenta
que la aplicación del principio de libre acceso a los enlaces
elimina la vinculación entre el flujo físico y los contratos de
compraventa internacional de electricidad.
6. Los Países Miembros asegurarán condiciones competitivas
en el mercado de electricidad, con precios y tarifas que
reflejen costos económicos eficientes, evitando prácticas
discriminatorias y abusos de posición dominante.
7. Los Países Miembros permitirán la libre contratación entre
los agentes del mercado de electricidad de los Países,
respetando los contratos suscritos de conformidad con la
legislación y marcos regulatorios vigentes en cada País, sin
establecer restricciones al cumplimiento de los mismos,
adicionales a las estipuladas en los contratos para los
mercados nacionales.
8. Los Países Miembros permitirán las transacciones
internacionales de electricidad, de corto plazo.
9. Los Países Miembros promoverán la participación de la
inversión privada en el desarrollo de la infraestructura de
transporte de electricidad para las interconexiones
internacionales.
10. Las rentas que se originen como resultado de la
congestión de un enlace internacional no serán asignadas
a los propietarios del mismo.
11. Los Países Miembros no concederán ningún tipo de
subsidio a las exportaciones ni importaciones de electricidad;
tampoco impondrán aranceles ni restricciones específicas
a las importaciones o exportaciones intracomunitarias de
electricidad.
12. Los precios de la electricidad en ambos extremos de los
enlaces intracomunitarios deberán servir para valorar las
transacciones internacionales de electricidad, de corto plazo,
producto de los flujos físicos determinados por los despachos
económicos coordinados.
Negociaciones de Interconexión Bolivia yBrasil
Bolivia y Brasil elaboraron una propuesta de alianza
estratégica para la integración energética 2001.70 Estas
negociaciones consistieron en la construcción de una
termoeléctrica denominada San Marcos en Puerto Suárez,
para vender electricidad a Brasil. Las negociaciones de
Bolivia con Brasil en los últimos años no han sido exitosas,
dada la política energética de Brasil de privilegiar la generación
hidroeléctrica por sobre la térmica, que ha coincidido con
un año 2002 lluvioso y los efectos de la crisis energética en
los años 2000 y 2001 en la forma de reducción permanente
del consumo. Más aún, el nuevo modelo propuesto por el
Ministerio de Minas y Energía considera la importación solo
en casos de racionamiento inminente, y de exportación en
caso de alivio de inminente de las represas, reduciendo la
posibilidad de crear un mercado entre ambos sistemas.
Adicionalmente, según las estimaciones de lluvias y del nivel
de las represas de las plantas hidroeléctricas, Brasil no tiene
que preocuparse por su oferta de electricidad en tres años,
por lo cual no habrá demanda para la producción boliviana.
El modelo establece que se desarrollaría un esquema de
comprador único. Si la implementación de este modelo
incluye la oferta y la demanda de otros países, podría
convertirse en un camino efectivo a la integración regional
dadas las complementariedades entre ambos sistemas.
37 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
70 Declaración Presidencial de Tarija el 27 de junio de 2001. Diagnostico del Sector Eléctrico 1990-2002. Christian Cárdenas. Abril 2003.
Metodología de Remuneración de la actividadde Distribución
Costos de Distribución
Para remunerar la Actividad de Distribución se utilizan como
base los costos medios optimizados, los cuales son
determinados por niveles de tensión. Los costos a considerar
se encuentran definidos en el Reglamento de Precios y
Tarifa71 , y aparecen en el Sistema Uniforme de Cuentas
establecido por la Superintendencia de Electricidad, que es
de uso obligatorio por parte de todas las empresas del sector.
Se denominan costos optimizados debido a que la
Superintendencia de Electricidad establece para las
proyecciones de los mismos un conjunto de indicadores que
permiten relacionar los costos con otros parámetros tales
como el valor de los activos, el número de consumidores,
las ventas de energía, y las longitudes de líneas.
Con base en los indicadores establecidos, se pueden conocer
niveles de eficiencia que contemplen el análisis del
cumplimiento de los indicadores del período anterior, no
pudiendo ser estos inferiores a los resultantes de la operación
real de la empresa en dicho período. Los costos reconocidos
por la Super intendencia de Electr ic idad son:
1. Los impuestos y tasas que gravan a la actividad de la
Concesión conforme a ley,
2. Los costos de operación comprenden: Supervisión,
ingeniería de operación, mano de obra, materiales, despacho
de carga, operación de instalaciones, alquileres de
instalaciones y otros relacionados con la operación de los
bienes afectos a la Concesión,
3. Los costos de mantenimiento comprenden: Supervisión,
ingeniería de mantenimiento, mano de obra, materiales,
mantenimiento de equipos, instalaciones, estructuras, edificios
y otros relacionados con el mantenimiento de los bienes
afectos a la Concesión,
4. Los costos administrativos y generales comprenden
los sueldos administrativos y generales incluyendo beneficios
sociales, materiales, gastos de oficina, servicios externos
contratados, seguros de propiedad, alquileres, gastos de
regulación y fiscalización, mantenimiento de propiedad
general y otros relacionados con la administración de la
Concesión,
5. La cuota anual de depreciación de los activos tangibles
afectos a la Concesión se calculará aplicando las tasas de
depreciación y procedimientos aprobados a este efecto por
la Superintendencia,
6. La cuota anual de amortización del activo intangible
afecto a la Concesión. Se calcula con base en un plan de
amortizaciones aprobado por la Superintendencia,
7. Los costos financieros comprenden: Intereses y otros
gastos financieros resultantes de préstamos contratados por
el Titular para la expansión de las instalaciones de distribución
en su zona de Concesión, con las limitaciones que disponga
la Superintendencia.
Para determinar los costos de distribución para cada nivel
de tensión se incorpora a los costos antes descritos el valor
de la utilidad, la cual se determina como el producto de la
Tasa de Retorno definida por la Superintendencia de
Electricidad, y el Patrimonio afecto a la concesión. En este
sentido se tiene que:
• La Tasa de Retorno: es el promedio aritmético de las
tasa de retorno anuales sobre el patrimonio del grupo de
empresas listadas en la Bolsa de Valores de Nueva York e
incluidas en el indice Dow Jones de empresas de utilidad
pública de los últimos tres años. En los últimos tres años,
el promedio es de 13%.72
• Patrimonio afecto a la concesión: es igual al valor del
activo fijo neto más el capital de trabajo neto (máximo un
doceavo de los ingresos anuales previstos), menos el valor
del pasivo de largo plazo asociado al activo fijo.
71 Decreto Supremo 26094 de 2 de Marzo de 2001. Reglamento de Precios y Tarifas. Artículos 45 y 47.
72 Ley 1604, de fecha 21 de diciembre de 1994. Artículo 54. Este indicador debería ser muy sólido debido a que tradicionalmente la rentabilidad de estasempresas era muy estable, es determinado con base en un mercado muy líquido y es de fácil obtención. Estos eran elementos que eliminaban la incertidumbreregulatoria en el momento de la fijación de la rentabilidad y fue muy atractivo en su momento. La utilización de este indicador, sin embargo, actualmente tienevarios problemas. Por un lado, la utilización de este indicador asume que el riesgo enfrentado por las empresas bolivianas es similar al riesgo enfrentados porempresas estadounidenses. Esas empresas se han diversificado de forma muy significativa. Su perfil de riesgo han variado de forma significativa, de forma muydiferente al perfil de las empresas distribuidoras bolivianas. En este índice se encuentran las empresas AES AEP, Consolidated Edison, PGE y WilliamsCOS.Por el otro, su retorno ha presentado una gran volatilidad. En el pasado reciente han tenido bajos rendimientos.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 38
Las proyecciones de los costos, el crecimiento previsto de
la demanda y los planes de expansión se consideran parte
de los indicadores de operación y de costos unitarios definidos
por la Superintendencia, siendo obligatorio la ejecución de
las inversiones previstas y el cumplimiento de los estándares
de calidad esperados para la Actividad de Distribución. Esto
implica que una mayor eficiencia en la utilización de las
redes, por ejemplo por el crecimiento de ciertas clases de
usuarios, puede redundar en una mayor rentabilidad. Por el
otro lado, expansiones de la infraestructura para suplir
demanda que no se materializa puede impactar
negativamente el rendimiento.73
Tarifas Base o Precios Máximos de Suministro de
Electricidad
Los Precios Máximos de Distribución que las empresas
distribuidoras podrán aplicar a sus Consumidores Regulados
son denominadas Tarifas Base, las cuales se determinan
considerando los siguientes elementos:
• Costos por compras de electricidad, que se reflejarán
directamente en las tarifas base, a través de los Precios de
Nodo de Energía y Potencia de Punta de los nodos que
abastecen al Distribuidor. A estos se adicionarán los precios
por el uso de instalaciones de transformación y transmisión
no pertenecientes al Sistema Troncal de Interconexión. Los
precios así obtenidos se incrementarán en factores de
pérdidas calculados con base en las pérdidas medias de
energía y Potencia de Punta en la red de Distribución.74
• Costo de los Consumidores o costo de comercialización
que considera la supervisión, mano de obra, materiales y
costos de las actividades de medición, facturación, cobranza,
registro de clientes y otros relacionados con la
comercialización de electricidad,
• Costos de Distribución, dentro de los cuales se considera
la utilidad,
• Proyección de Demanda, que se refiere a las previsiones
de ventas de electricidad a sus consumidores,
• Ingresos por Ventas y Otros Ingresos, que son los
ingresos previstos por concepto de venta y transporte de
electricidad, utilización y conservación de elementos de
servicio y retribuciones que, por cualquier otro concepto,
obtenga la empresa de los bienes afectados a la Concesión.
La tarifa base para cada nivel de tensión, estará
compuesta por un:
a. Cargo por Consumidor,
b. Cargo por Potencia de Punta,
c. Cargo por Potencia Fuera de Punta,
d. Cargo por Energía
Otros Costos a Considerar
Existen otros costos a considerar, que se le deben facturar
a los consumidores, previa aprobación de los mismos por
la Superintendecia de Electricidad, como son:75
• Cargos por Conexión y Reconexión, son determinados
para cada categoría de usuario y se calcularán como el
costo de materiales fungibles, mano de obra, uso de equipo
y transporte necesarios para conectar o reconectar a un
consumidor típico a la red de Distribución. Se facturarán en
el momento de realizar la conexión o la reconexión según
sea el caso.
• Depósitos de Garantías. Todo nuevo consumidor deberá
pagar un depósito de garantía el cual le será devuelto,
cuando decida prescindir del servicio, al valor vigente en la
fecha de desconexión, previo descuento de sus deudas
pendientes y costos que hubiere ocasionado. Esté deposito
se calculará como el monto equivalente a un tercio de la
factura mensual promedio de un consumidor típico de su
misma categoría.
39 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
73 Otro aspecto relacionado se refiere a la expansión en las áreas rurales y periurbanas, las cuales presentan menores consumos, menoresdensidades o baja diversidad de la demanda lo que implica menores eficiencias en el uso de la red. Esto podría reducir la eficiencia promediode los distribuidores y podría necesitar verse reflejado en la rentabilidad reconocida para incentivar expansiones adicionales en las zonascon poblaciones de menores ingresos.
74 Argumentan algunos distribuidores que se ha producido un incremento de las pérdidas en la red por hurtos debido a los menores ingresosque tiene la población, asociado al bajo crecimiento de la economía desde 1999.
75 Decreto Supremo 26094 de 2 de Marzo de 2001. Reglamento de Precios y Tarifas. Artículos 56 y 57.
Definición de las Tarifas y Ajustes
Las Tarifas Base, los cargos por Conexión y Reconexión,
así como el Deposito de Garantía son definidos por períodos
de cuatro (4) años y aprobados por la Superintendencia de
Electricidad. Las Tarifas Base y sus respectivas formulas de
indexación serán determinadas a partir de los resultados de
los Estudios Tarifarios que realizará un Consultor, precalificado
por la Superintendencia, y contratado por cada empresa
distribuidora para desarrollar el estudio cumpliendo con los
términos de referencia definidos por la Superintendencia.
Se encuentra previsto dentro de la regulación vigente la
posibilidad de realizar revisiones extraordinarias de las tarifas
base, en aquellos casos en que se produzcan variaciones
significativas de las previsiones de ventas consideradas en
las tarifas, en relación con las reales, pudiendo estas
revisiones ser solicitadas por una empresa distribuidora, o
realizadas por iniciativa de la Superintendencia.
Adicionalmente, se establece la aplicación mensual de
Fórmulas de Indexación de las Tarifas Base, las cuales se
encuentran definidas para cada uno de los cargos previstos
en la misma, como son: Cargo por Consumidor, Cargos por
Potencia de Punta, Cargo por Potencia Fuera de Punta y
Cargos por Energía.
Las fórmulas para el Cargo por Consumidor y el Cargo por
Potencia Fuera de Punta, tienen en común la corrección por
variaciones en el Índice de Precios al Consumidor menos un
factor de incremento de la eficiencia (RPI-X), que es denominado
índice de disminución mensual de los costos de consumidor,
para el primer caso, y en el segundo caso se definen dos
Índices de disminución mensual de costos: uno por operación
y mantenimiento del nivel de tensión y otro por administrativos
y generales por nivel de tensión.
Las fórmulas para el Cargo por Energía y el Cargo por
Potencia de Punta tienen en común la consideración de una
corrección por variación del cargo por energía o Potencia
de base, según corresponda, y el cargo por energía o potencia
indexada por nivel de tensión, la cual se multiplica por un
factor que es la unidad menos un índice mensual de reducción
de pérdidas de energía o potencia según corresponda. En
todos los casos los índices son acumulativos.
A continuación se detallan las fórmulas de indexación76 :
• Cargos por Consumidor:
donde:
CC= Cargo por consumidor.
Cco= Cargo por consumidor base.
IPC= Índice de precios al consumidor del mes de la
indexación correspondiente al segundo mes anterior
a aquel en que la indexación tendrá efecto.
IPCo= Índice de precios al consumidor base,
correspondiente al segundo mes anterior al mes
para el cual se establece el nivel de precios para
el estudio de las tarifas de Distribución.
Xcc= Índice de disminución mensual de los costos de
consumidor.
n= Número del mes de la indexación respecto del mes
base.
• Cargo por Potencia de Punta:
donde:
CPP= Primer componente del cargo por Potencia de Punta
del nivel de tensión, correspondiente al mes de la
indexación.
CPPo= Primer componente del cargo por Potencia de Punta
base del nivel de tensión.
CPPE = Cargo por Potencia de Punta a la entrada del nivel
de tensión correspondiente al mes de la indexación.
CPPEo=Cargo por Potencia de Punta base a la entrada del
nivel de tensión.
Xpp= Índice mensual de reducción de pérdidas medias
de potencia de punta del nivel de tensión.
n= Número del mes de la indexación respecto del mes
base.
76 Decreto Supremo 26094 de 2 de Marzo de 2001. Reglamento de Precios y Tarifas. Artículo 55.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 40
CC = CC0*(IPC/IPC0 - n*Xœ
CPP = (CPPE/CPPE0)*(1 - n*Xpp)*CPP0
• Cargo por Potencia fuera de Punta:
donde:
CFP Cargo por potencia fuera de punta indexado del
nivel de tensión.
CFPo Cargo por potencia fuera de punta base del nivel
de tensión.
IPC Índice de precios al consumidor del mes de la
indexación, correspondiente al segundo mes anterior
a aquel en que la indexación tendrá efecto.
IPCo Índice de precios al consumidor base,
correspondiente al segundo mes anterior al mes
para el cual se establece el nivel de precios para
el estudio de las tarifas de Distribución.
Xcom Índice de disminución mensual de los costos de
operación y mantenimiento del nivel de tensión.
Xcag Índice de disminución mensual de los costos
administrativos y generales del nivel de tensión.
ZI Índice de variación de los impuestos directos.
ZT Índice de variación de las tasas.
p1 Participación de los costos de operación y
mantenimiento en los costos de Distribución
correspondientes al nivel de tensión considerado.
p2 Participación de los costos administrativos y
generales en los costos de Distribución
correspondientes al nivel de tensión considerado.
p3 Participación de los impuestos directos en los costos
de Distribución correspondientes al nivel de tensión
considerado.
p4 Participación de las tasas en los costos de
Distribución correspondientes al nivel de tensión
considerado.
n Número del mes de la indexación respecto del mes
base.
Cargo por Energía:
donde:
CE Cargo por energía indexado del nivel de tensión.
CEo Cargo por energía base del nivel de tensión.
CEE Cargo por energía a la entrada del nivel de tensión
correspondiente al mes de la indexación.
CCEo Cargo por energía a la entrada del nivel de tensión
base.
Xpe Índice mensual de reducción de pérdidas de energía.
n Número del mes de la indexación respecto del mes
base.
Calidad del Servicio
Las empresas de transmisión y de distribución de electricidad
tienen la responsabilidad de prestar un servicio a sus clientes
con el nivel de calidad establecido en las normas legales
vigentes en Bolivia, y consideradas al momento de definir
los costos asociados a estos servicios. Estas normas legales
son el Reglamento de Calidad de Transmisión77 y el
Reglamento de Calidad de distribución78 .
La Calidad del Servicio se refiere al conjunto de condiciones
y exigencias para la prestación de los Servicios de
Transmisión y Distribución, referidas a las desconexiones
en el caso de transmisión, y al producto técnico, servicio
técnico, y servicio comercial en el caso de distribución, que
son establecidas en los reglamentos en referencia, y que
son de cumplimiento obligatorio por parte de las empresas.
Las Normas de Calidad del Servicio son aprobadas por
la Superintendencia de Electricidad, por períodos de cuatro
(4) años, preferiblemente coincidentes con los períodos
tarifarios.
El control y la fiscalización de las Normas de Calidad es
responsabilidad también de la Superintendencia de
Electricidad, la cual se apoya en el Comité Nacional de
Despacho de Carga, Unidad Operativa, en el caso de la
transmisión.
41 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
77 Decreto Supremo N° 24711. Reglamento de Calidad de Transmisión. Fecha 17-07-1997.
78 Decreto Supremo N° 26607. Reglamento de Calidad de Distribución. Fecha 20-04-2002.
CFP = CFP0*(IPC/IPC0 - n*p1*Xcom - n*p2*Xcag+p3*ZI+p4*ZT)
CE = (CCE/CCE0)*(1 - n*Xpe)*CE0
Transmisión
El objetivo de regular la calidad del servicio en transmisión
es disponer de un servicio con los atributos y características
suficientes para satisfacer las necesidades implícitas o
establecidas de los usuarios del sistema de transmisión.
Se encuentran sujetas a las Normas de Calidad cada
Componente del Sistema de Transmisión, dentro de los
cuales son considerados las líneas de transmisión,
transformadores de potencia y reactores con sus respectivos
equipos de maniobra, control y protección.
Cada componente tendrá un límite exigido por la
Superintendencia de Electricidad que se corresponderá con
el monto aprobado para cubrir los costos de operación,
mantenimiento y administrativos, y un límite autorizado que
se refiere al comportamiento mínimo admisible para la
prestación del servicio de transmisión, límites estos que
son expresados a través de índices de calidad que
contabilizan la frecuencia y duración de las desconexiones
de los componentes en referencia.
El límite exigido, corresponderá al comportamiento óptimo
posible que se puede esperar de cada componente para
una inversión equivalente al valor económicamente adaptado
en base al cual es fijada su remuneración. El costo de
alcanzar el límite de comportamiento exigido estará incluido
en los costos de operación, mantenimiento y administración
del Sistema de Transmisión, aprobados por la
Superintendencia79 .
En aquellos casos en que un Agente del Mercado desee
niveles de Calidad superiores a los establecidos, podrá
realizar un acuerdo directo con la empresa de transmisión,
el cual deben informar a la Superintendencia y hacer del
conocimiento del Comité Nacional de Despacho de Carga.
Los costos que sean originados por la mejora de los límites
de comportamiento respecto a los valores exigidos deberán
ser cubiertos exclusivamente por los Agentes del Mercado
interesados.
La medición de la Calidad del Servicio se realiza a través
de los siguientes indicadores que son calculados con una
frecuencia anual:
• La frecuencia de desconexión del componente (Número
de Desconexiones)
• La duración media de desconexiones del componente
(Duración de las Desconexiones en minutos dividido por el
Número de Desconexiones)
No serán considerados en los cálculos de los indicadores:80
• Las desconexiones programadas para mantenimiento u
operación justificadas y autorizadas por la Unidad Operativa
del Comité Nacional de Despacho de Carga,
• Las desconexiones programadas para la conexión de
nuevas instalaciones, mejoras, ampliaciones y pruebas
asociadas y cuyo programa sea aprobado por el Comité
Nacional de Despacho de Carga a través de su Unidad
Operativa,
• Desconexiones atribuibles a generadores, distribuidores,
consumidores no regulados y terceros,
• Desconexiones ocasionadas por fuerza mayor.
Los Agentes del Mercado tienen la obligación de remitir un
informe preliminar al Comité Nacional de Despacho de
Carga, Unidad Operativa, con un plazo de 24 horas a partir
del momento en que ocurre la desconexión en la cual estén
involucrados para notificar la falla. El informe definitivo
deberán remitirlo en cinco (5) días hábiles. Finalmente, la
Unidad Operativa del Comité Nacional de Despacho de
Carga tendrá ocho (8) días hábiles para emitir un Informe
Final a la Superintendencia de Electricidad, al Comité y a
los Agentes del Mercado.
79 Decreto Supremo N° 24711. Reglamento de Calidad de Transmisión. Fecha 17-07-1997. Artículo 7.
80 Decreto Supremo N° 24711. Reglamento de Calidad de Transmisión. Fecha 17-07-1997. Artículo 18.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 42
Cada año la Superintendencia determinará los montos en
dinero, por incumplimiento de la calidad, que deberá reducir
a los Transmisores, lo cual realizará con base en los informes
del Comité, Unidad Operativa del Comité, Agentes del
Mercado y a la responsabilidad identificada en cada evento.81
Estas reducciones serán aplicadas al año objeto de
evaluación, sin afectar las remuneraciones máximas
aprobadas a la Transmisión en los períodos siguientes .
Los montos en referencia, serán pagados por el Transmisor
anualmente a los Agentes del Mercado a quienes es atribuible
el uso del componente y en proporción al monto del peaje
que pagan.
En el Anexo 4 se presenta en un archivo PDF el Decreto
Supremo N° 24711, contentivo del Reglamento de Calidad
de Transmisión.
Distribución
Las empresas de distribución tienen la obligación de cumplir
con las exigencias de Calidad del Servicio para evitar tener
que sufrir reducciones en su remuneración. Los niveles de
calidad son controlados por la Superintendencia haciendo
seguimiento de los siguientes aspectos:
• Calidad del Producto Técnico que se mide a través de los
siguientes índices de control: Nivel de Tensión; Desequilibrio
de Tensiones; Perturbaciones, oscilaciones rápidas de tensión
y distorsión de armónicas; e Interferencias en Sistemas de
Comunicación. Frecuencia de cálculo mensual.
• Calidad del Servicio Técnico que se mide a través de los
siguientes índices de control: Frecuencia de Interrupciones;
y Tiempo de Interrupción del suministro. Frecuencia de
cálculo mensual.
• Calidad del Servicio Comercial que se mide a través de
los siguientes índices de control: Reclamo de los
Consumidores; Facturación; y Atención al Consumidor
Frecuencia de cálculo Semestral.
Estos índices de control son determinados para cada nivel
de calidad definido, los cuales se describen a continuación:
• Calidad 1, que se aplica a aquellas ciudades o localidades
con suministro de energía eléctrica proveniente del Sistema
Interconectado Nacional, y con un número de consumidores
mayor o igual a 10.000.
• Calidad 2, que se aplica a aquellas ciudades o localidades
con suministro de energía eléctrica proveniente del Sistema
Interconectado Nacional, y con un número de consumidores
menor a 10.000.
• Calidad 3, que se aplica a aquellas ciudades o localidades
con suministro eléctrico proveniente de un Sistema Aislado
Integrado.
La asignación del nivel de calidad es realizado por la empresa
de distribución y aprobada por la Superintendencia de
Electricidad, estando controlados con los índices del nivel
de calidad 1 todos los suministros ubicados en los niveles
de media y baja tensión, pudiendo la empresa de distribución
solicitar a la Superintendencia la aplicación de otro nivel de
calidad para estos suministros.
En el Anexo del Reglamento82 se presentan los límites
establecidos para cada uno de los índices de control definidos
para la medición de los niveles de calidad, los cuales son
distintos según el Nivel de Calidad al que se refiera (1, 2
o 3)83 . En el Anexo 5 se presenta en un archivo PDF el
Decreto Supremo N° 26607, contentivo del Reglamento de
Calidad de Distribución. Los Consumidores No Regulados,
ubicado en la zona de concesión de una empresa de
distribución, podrán acordar en su contrato un nivel de calidad
superior al asignado.
43 Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia
81 Decreto Supremo N° 24711. Reglamento de Calidad de Transmisión. Fecha 17-07-1997. Artículo 23 y Artículo 26.
82 Decreto Supremo N° 26607. Reglamento de Calidad de Distribución.
83 Los valores de los índices de control podrán ser modificados por Resolución Ministerial a solicitud de la Superintendencia previa justificacióntécnica.
Las empresas de distribución tienen la obligación de
recolectar la información necesaria para la determinación
de los índices en los diferentes niveles de calidad definidos,
siendo necesario que la misma contenga:
a. Registro y medición de tensión y carga;
b. La organización de bases de datos auditables con
información de interrupciones de suministro; y
c. La organización de base de datos auditables con
información comercial referente a: atención al consumidor,
reclamos y quejas.
El Distribuidor tiene la obligación de cumplir las exigencias
en los diferentes niveles de calidad establecidos en el
Reglamento y en caso de detectarse el incumplimiento de
las mismas se le aplicarán reducciones en su remuneración
por estos conceptos. Estos montos serán restituidos a los
Consumidores afectados por las desviaciones en los valores
admitidos de los índices de control, como un crédito en la
facturación, los cuales deben ser aprobados por la
Superintendencia.
Análisis del Sector Eléctrico en Bolivia 44
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